Énergie en France

Énergie en France
Centrale nucléaire de Cattenom (Moselle, Lorraine)
Bilan énergétique (2016)
Offre d'énergie primaire (TPES)	244,3 M tep (10 226,9 PJ)
par agent énergétique	électricité : 44,9 % pétrole : 28,5 % gaz naturel : 15,7 % bois : 7,4 % charbon : 3,5 %
Énergies renouvelables	10,7 %
Consommation totale (TFC)	138,8 M tep (5 811,8 PJ)
par habitant	2,1 tep/hab. (86,7 GJ/hab.)
par secteur	ménages : 28,7 % industrie : 19,3 % transports : 31,6 % services : 16,7 % agriculture : 3 % pêche : 0,2 %
Électricité (2016)
Production	556,18 TWh
par filière	nucléaire : 72,5 % hydro : 11,8 % thermique : 8,6 % éoliennes : 3,8 % biomasse/déchets : 1,7 % autres : 1,6 %
Combustibles (2016 (ktep))
Production	pétrole : 939 gaz naturel : 18
Commerce extérieur (2016 (ktep))
Importations	électricité : 1711 pétrole : 95897 gaz naturel : 41234 charbon : 8067
Exportations	électricité : 5280 pétrole : 20698 gaz naturel : 3336 charbon : 56
Sources
Agence internationale de l'énergie NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets

Le secteur économique de l'énergie en France comprend la production locale (54,2 % en 2016) et l'importation (45,8 %) d'énergie primaire, leur transformation en énergies secondaires et le transport et la distribution d'énergie jusqu'au consommateur final. Le secteur de l'énergie représentait 2,0 % du PIB en 2015, et la facture énergétique 1,8 % du PIB.

La consommation d'énergie finale (au niveau des consommateurs) de 2016 se répartissait comme suit par sources primaires d'énergie :

• combustibles fossiles : 67,7 % (charbon 2,0 %, pétrole 43,5 %, gaz naturel 22,2 %) ;
• nucléaire : 18,1 % ;
• énergies renouvelables : 14,2 % (biomasse-déchets 9,7 %, hydraulique 2,9 %, éolien 1,0 %, solaire 0,4 % (essentiellement photovoltaïque, autres 0,2 %).

L'électricité représentait 25 % de la consommation finale d'énergie en France en 2016. L'électricité produite en 2017 provient pour 71,6 % du nucléaire, pour 18,1 % de sources d'énergies renouvelables (surtout production hydroélectrique : 10,1 % et éolien : 4,5 %) et pour 10,3 % de centrales thermiques fossiles. La France se place au 2^e rang mondial des producteurs d'énergie nucléaire après les États-Unis, et au 1^er rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) dues à la production et à l'utilisation d'énergie représentaient 78,3 % des émissions totales de la France en 2014 ; elles ont baissé de 16,8 % entre 1990 et 2014. Les émissions de CO₂ par habitant s'élevaient à 4,38 tonnes en 2016, proches de la moyenne mondiale : 4,35 et très inférieures à celles de l'Allemagne : 8,88, des États-Unis : 14,95 et de la Chine : 6,57). Mais les émissions de GES engendrées par la consommation de produits et services des Français (empreinte carbone), importations incluses, atteignaient 11,6 tonnes équivalent CO₂ par personne en 2010, niveau identique à celui de 1990 : en 20 ans, les émissions associées aux importations se sont accrues de 62 % pour atteindre la moitié de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2010.

Le secteur de l'énergie français a été ouvert à la concurrence progressivement de 1999 à 2007, à l'initiative de l'Union européenne. Le statut de deux des acteurs principaux, Engie (ex-GDF Suez) et Électricité de France, a ainsi évolué au cours des années 2000 par l'ouverture de leur capital et leur entrée en bourse. Les principaux autres acteurs du secteur de l'énergie en France sont Total, E.ON et ENI.

Vue d'ensemble

Évolution des principaux indicateurs de l'énergie en France
	Population	Consommation énergie primaire	Production	Importation nette	Consommation électricité	Émissions de CO2
Année	Million	Mtep	Mtep	Mtep	TWh	Mt
1990	58	224	112	119	348	346
2000	61	252	131	132	440	365
2008	64	267	137	139	492	350
2009	65	255	129	134	475	337
2010	65	263	136	132	503	341
2011	65	254	136	127	472	314
2012	66	254	135	126	483	317
2013	66	255	137	126	487	318
2014	66	245	138	116	463	286
2015	67	249	139	117	471	292
2016	67	244	132	118	478	293
Variation 1990-2016	+16 %	+9 %	+18 %	−1 %	+37 %	−15 %

Production

En 2016, la production nationale d'énergie primaire s'est élevée à 132,2 Mtep en métropole (données provisoires), en recul de 4,8 %. Cette baisse résulte du repli de 7,8 % de la production nucléaire, à 105,1 Mtep après un pic à 140 Mtep en 2015, en raison d’opérations de maintenance et de contrôles renforcés exigés par l’Autorité de sûreté nucléaire. Il s'agit de son plus bas niveau depuis la fin des années 1990, la production nucléaire représentant encore environ 80 % de la production nationale d'énergie primaire.

Le déficit des échanges physiques d’énergie atteint 118,2 Mtep, en progression de 1,1 %, mais à un niveau inférieur à ceux enregistrés dans les années 1990 et 2000. Les entrées de gaz naturel augmentent de près de 10 %, alors que celles de pétrole brut, de produits raffinés et de charbon se replient, de même que le solde exportateur d'électricité qui passe de 5,5 à 3,6 Mtep ; le taux d'indépendance énergétique est de 54,2 % contre 56 % en 2015, 55,8 % en 2014 et 53,2 % en 2013 (23,9 % en 1973).

L'électricité produite provient pour 72 % du nucléaire, pour 18 % des sources d'énergie renouvelables : 18 % (production hydroélectrique : 12 %, éolien : 4 % et énergie solaire : 2 %) et pour 10 % des centrales thermiques fossiles.

Consommation finale

En 2016, l'énergie consommée en France, mesurée au niveau de l'utilisateur final, s'élevait à 153,4 Mtep, en progression de 0,8 % du fait d'un climat moins doux, mais après correction des variations climatiques elle diminue de 1 % ; 2016 est la cinquième année consécutive de baisse. La consommation finale à usage énergétique, corrigée des variations climatiques, recule de 0,8 %, pour s’établir à 140,0 Mtep ; tous les secteurs sont en baisse, sauf les transports et l'agriculture. La consommation non énergétique recule de 3,7 % et retrouve son niveau de 1990 à 13,3 Mtep ; cette consommation se répartissait entre le secteur des transports : 43,76 Mtep, soit 31,2 % de la consommation finale énergétique, le secteur résidentiel (consommation des ménages dans leurs logements) : 41,80 Mtep, soit 29,8 %, l'industrie : 25,96 Mtep, soit 18,5 %, les services : 24,04 Mtep, soit 17,2 % et le secteur agricole : 4,50 Mtep, soit 3,2 %.

Tous secteurs confondus, l'électricité primaire nucléaire est la première forme d'énergie consommée : 41 %. Viennent ensuite le pétrole : 28 %, le gaz : 16 %, les énergies renouvelables : 11 %, le charbon : 3 % et les déchets non renouvelables : 0,5 %. La consommation finale se répartit en 39 % de produits pétroliers, 27 % d'électricité, 21 % de gaz naturel, 10 % d'énergies renouvelables thermiques, 2 % de chaleur et 1 % de charbon.

L'énergie dans l'économie

L'industrie de l'énergie en France représente 2,0 % du PIB en 2015, environ 138 900 emplois directs et indirects (0,5 % de la population active) en 2014 ; sa part dans le PIB, inférieures à 2 % en 1970, est passée à près de 3 % au début des années 1980 du fait du programme nucléaire, puis est retombée à 1,5 % vers 2007-2010 avant de remonter à 2 % grâce au développement des énergies renouvelables et à l'augmentation des investissements de maintenance des centrales nucléaires. Elle représente surtout 25 % des investissements de l'industrie et 2,7 % des investissements totaux en 2011.

La réduction de la facture énergétique totale de la France, initiée en 2012, s'est accélérée en 2015 et 2016 : elle chute de 44,7 % en deux ans, sous l'effet de la baisse des cours mondiaux du pétrole. De 2012 à 2016, la baisse est de 56 % (de 71,8 Mds € à 31,3 Mds €). Un rebond de 23 % est toutefois observé en 2017, sur la base de données provisoires et limitées à la France métropolitaine. Les fluctuations de la facture énergétique française sont avant tout dues aux variations des prix mondiaux. Au sein de cette facture, le pétrole brut représente plus de la moitié du total (16,4 Mds €), suivi par le gaz naturel (7,7 Mds €) et les produits raffinés (6,6 Mds €). L’excédent commercial dû aux échanges d’électricité se réduit de plus de moitié, passant de 2,4 Mds € en 2015 à 1,1 Mds €.

La facture énergétique est passée, en euros constants 2015, de 10 Mds € environ en 1970 (1,6 % du PIB) à 30 à 35 Mds € de 1974 à 1978, après le premier choc pétrolier, puis à 50 à 60 Mds € en 1980-84 (deuxième choc pétrolier), atteignant 5 % du PIB en 1981, avant de s'effondrer entre 10 et 20 Mds € entre 1985 et 1999 (1 % du PIB en 1995 et en 1998) ; elle est ensuite remontée progressivement jusqu'à 50 à 60 Mds € au cours des années 2000, atteignant 2,3 % du PIB en 2008, en raison de la forte augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ; après avoir chuté à 40 Mds € en 2009 sous l'effet de la crise, elle remonte rapidement : en 2012, elle dépasse pour la première fois depuis les années 1980 le seuil des 3 % du PIB, atteignant 70 Mds € ; elle dépasse alors le déficit commercial total de la France (67 Mds €).

Le poids relatif de la facture énergétique dans les importations totales descend à 10,4 % en 2015 contre 16,1 % en 2013.

L'efficacité énergétique de la France a plus que doublé en 45 ans (de 1970 à 2015), l'intensité énergétique finale passant de 160 à 71 ktep par milliard d'euros de PIB ; en 2015, elle a baissé de 1,3 % après correction des variations climatiques ; la baisse annuelle moyenne depuis 1995 est de 1,4 %, nettement inférieure à l'objectif de 2 % par an inscrit dans la loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique ; ce résultat décevant peut s'expliquer par la faiblesse de l'activité économique, qui détériore les rendements en abaissant le taux d'utilisation des équipements et en ralentissant les investissements. La loi relative à la transition énergétique pour une croissance verte (LTECV) fixe des objectifs moins ambitieux avec un objectif de réduction de 20 % de la consommation énergétique finale d’ici 2030 par rapport à 2012, soit une baisse annuelle moyenne de 1,2 %. Sur la période récente (2002-2015), la baisse est particulièrement forte dans l'industrie : -2,1 % par an, moins prononcée dans les transports : -1,3 % et le tertiaire : -1,2 %, et nulle dans l'agriculture ; dans le résidentiel, elle est mesurée en consommation finale par m² : elle recule de 1,8 % par an depuis 2002. Par habitant, la consommation finale énergétique est en baisse de 0,4 % en 2015, à 2,3 tep/habitant. Quant à la consommation d’énergie primaire par habitant, elle est stable, à 4,0 tep/habitant. Ces deux indicateurs évoluent peu depuis 1990 ; l'indicateur d'intensité énergétique n'a qu'une signification limitée pour l'industrie, car les gains d'efficacité énergétique sont en grande partie obtenus par la délocalisation des industries les plus énergivores.

Comparaisons internationales

Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie :

Place de la France dans les classements mondiaux

Source d'énergie	indicateur	rang	année	quantité	unité	% monde	commentaires
Pétrole brut	Importation nette	10e	2016	55	Mt	2,6 %	1er : Chine (378 Mt) 2e : États-Unis (371 Mt)
Gaz naturel	Importation nette	8e	2017p	43	Gm3	4,7 %	1er : Japon (115 Gm3)
Nucléaire	Production	2e	2016	403	TWh	15,5 %	1er : États-Unis (840 TWh)
	Puissance installée	2e	2016	63	GW	16,1 %	1er : États-Unis (100 GW)
	% nucléaire/élec*	1er	2016	73,1	%		2e : Ukraine (55 %), 3e : Slovaquie (54 %)
Hydroélectricité	Puissance installée	10e	2016	26	GW	2,2 %	1er : Chine (344 GW)
Énergie éolienne	Production élec.	9e	2016	21	TWh	2,2 %	1er : Chine (237 TWh), 2e : États-Unis (229 TWh)
	Puissance installée	8e	2016	11,5	GW	2,5 %	1er : Chine (148,6 GW), 2e : États-Unis (81,4 GW)
	% éolien/élec*	8e	2016	3,9	%		1er : Espagne (17,8 %)
Solaire PV	Production élec.	8e	2016	8	TWh	2,5 %	1er : Chine (75 TWh), 2e : Japon (51 TWh), 3e : États-Unis (47 TWh)
	Puissance installée	8e	2016	7,3	GW	2,4 %	1er : Chine (77,5 GW), 2e : Japon (42,0 GW)
	% solaire PV/élec*	7e	2016	1,5	%		1er : Italie (7,6 %), 2e : Allemagne (5,9 %)
Électricité	Production	10e	2016	551	TWh	2,2 %	1er : Chine (6 187 TWh)
	Exportation nette	4e	2016	42	TWh	12,0 %	1er : Canada (64 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité

La consommation d'énergie primaire par habitant de la France s'élevait en 2016, dans les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, à 3,65 Tep/hab (Tep/habitant) ; elle se situait nettement au-dessous de la moyenne des pays de l'OCDE : 4,11 Tep/hab, mais très au-dessus de la moyenne mondiale : 1,85 Tep/hab ; celle de l'Allemagne était de 3,77 Tep/hab, celle de la Chine de 2,15 Tep/hab et celle des États-Unis de 6,70 Tep/hab.

La consommation française d'électricité par habitant était en 2016 de 7 148 kWh, celle de l'Allemagne de 6 956 kWh et celle des États-Unis de 12 825 kWh (moyenne mondiale : 3 110 kWh.

Les émissions de CO₂ de la France atteignaient 4,38 tonnes par habitant en 2016, très proches de la moyenne mondiale : 4,35 tonnes/hab., et loin derrière le Qatar qui occupait le premier rang mondial avec 30,77 tonnes par habitant. Comparée aux autres puissances économiques majeures, la France rejette beaucoup moins de CO₂ par habitant que les États-Unis : 14,95 tonnes/hab., le Japon : 9,04 tonnes/hab., l'Allemagne : 8,88 tonnes/hab. et la Chine : 6,57 tonnes/hab..

Le Forum économique mondial classait la France au 3^e rang mondial en 2014 derrière la Suisse et la Norvège selon son « indice de performance de l'architecture énergétique » fondé sur trois critères : contribution à la croissance économique, impact environnemental de l'approvisionnement et de la consommation énergétique et degré de sécurité, accessibilité et diversité de l'approvisionnement.

Ressources énergétiques

La France utilise de nombreuses ressources énergétiques primaires (ou agents énergétiques primaires) pour répondre à ses besoins.

Ressources énergétiques primaires locales

Une ressource énergétique primaire, est une matière ou un flux à partir duquel il est possible de produire de l'énergie soit directement, soit après transformation.

Production d'énergie primaire en France par source (Mtep)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2015	2016	% 2016	var. 2016/1990
Charbon	8,27	7,4 %	2,48	1,9 %	0,16	0,1 %	0	0	0,0 %	−100 %
Pétrole	3,47	3,1 %	1,81	1,4 %	1,09	0,8 %	0,99	0,94	0,7 %	−73 %
Gaz naturel	2,52	2,2 %	1,50	1,2 %	0,65	0,5 %	0,02	0,02	0,01 %	−99 %
Total fossiles	14,25	12,7 %	5,80	4,4 %	1,90	1,4 %	1,01	0,96	0,7 %	−93 %
Nucléaire	81,84	73,1 %	108,19	82,8 %	111,66	82,5 %	114,00	105,1	79,9 %	+28 %
Hydraulique	4,63	4,1 %	5,71	4,4 %	5,39	4,0 %	4,68	5,16	3,9 %	+11 %
Biomasse-déchets	10,99	9,8 %	10,76	8,2 %	15,96	11,7 %	16,11	17,45	13,3 %	+59 %
Solaire, éolien, géoth.	0,18	0,2 %	0,20	0,2 %	1,19	0,9 %	2,81	2,93	2,2 %	+1 546 %
Total EnR	15,80	14,1 %	16,67	12,8 %	22,54	16,6 %	23,59	25,55	19,4 %	+62 %
Total	111,89	100,0 %	130,64	100,0 %	136,09	100,0 %	138,58	131,56	100,0 %	+18 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

Énergies renouvelables

Les énergies renouvelables représentaient 9,4 % de la consommation d’énergie primaire et 14,9 % de la consommation finale brute d’énergie en France en 2015 ; leur forte croissance depuis 2005 (+48 %) est principalement due à l'essor des biocarburants, des pompes à chaleur et de la filière éolienne.

Production d'énergies renouvelables

Production d'énergies renouvelables en France, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

Production d'énergies renouvelables en France hors bois et hydraulique, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La France est le second pays producteur d'énergies renouvelables (EnR) de l'Union européenne après l'Allemagne, grâce à son fort potentiel hydraulique, éolien et géothermique ; elle possède la quatrième surface forestière d'Europe derrière la Suède, la Finlande et l'Espagne (source FAO). Le « gisement » éolien de France métropolitaine, au sens du potentiel à développer, est le deuxième en Europe continentale après celui du Royaume-Uni, grâce à une façade littorale large et bien exposée, permettant l'éolien en mer. Les départements et régions d'outre-mer ont également des « gisements » éoliens et solaires importants.

Les deux graphiques ci-contre présentent l'évolution de la production d'énergies renouvelables depuis 1970. On remarque :

• la forte volatilité due aux variations climatiques, en particulier pour l'hydraulique, très sensible aux précipitations, et le bois-énergie, très sensible aux températures ;
• la prépondérance des deux grandes EnR « classiques » : bois et hydraulique ; le 2^e graphique permet de mieux voir l'évolution des « petites » EnR et des plus récemment apparues ;
• le développement important de l'énergie produite à partir de l'incinération des déchets urbains, des pompes à chaleur, des agrocarburants et de l'éolien.

En 2016, les énergies renouvelables ont fourni 25,8 Mtep, en progression de 10 % par rapport à 2015, soit 19,4 % de la production française d'énergie primaire ; elles se composent de 70 % de biomasse et 30 % d'électricité primaire. Rappel : les conventions en usage pour établir les bilans énergétiques minorent fortement la part des énergies renouvelables électriques (hydroélectricité, éolien, solaire, énergies marines) au niveau de l'énergie primaire ; ce biais est moindre au niveau de la consommation finale.

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore 62 % de la production d'énergies renouvelables en France, malgré une forte poussée de l'éolien (+109 % en trois ans) et du photovoltaïque (×10 en trois ans).

Production d'énergie renouvelable par filière

ktep	1970	1980	1990	2000	2010	2014	2015	2016	% 2016
Hydraulique ren.	4 935	6 047	4 724	5 905	5 495	5 454	4 745	5 160	20 %
Éolien				8	860	1 386	1 716	1 800	7 %
Solaire photovoltaïque				19	63	475	588	700	3 %
Énergies marines	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	43	0,2 %
Géothermie électrique				18	13	nd	nd	nd
Ss-total ENR électriques	4 935	6 047	4 740	5 932	6 431	7 440	7 170	7 750	30 %
Solaire thermique		7	21	23	64	95	98	100	0,4 %
Géothermie thermique		5	110	126	90	210	210	230	0,9 %
Pompes à chaleur		8	166	154	1 203	1 577	1 844	2 060	8 %
Déchets urbains ren	301	294	589	955	1 025	1 168	1 121	1 290	5 %
Bois énergie	8 388	8 541	9 635	8 281	9 986	8 668	9 144	10 850	42 %
Résidus agricoles	61	66	109	235	472	222	222	260	1 %
Biogaz	52	55	73	151	365	488	573	770	3 %
Agrocarburants				326	2 256	2 576	2 565	2 320	9 %
Ss-total ENR thermiques	8 802	8 980	10 703	10 250	15 521	15 004	15 777	18 050	70 %
Total ENR	13 737	15 027	15 443	16 181	21 952	23 970	24 790	25 800	100 %
Sources : Ministère de l'Écologie (base de données Pégase + Bilan énergétique France 2016.

Énergies renouvelables thermiques

On a vu ci-dessus que les EnR thermiques représentent 67 % de la production d'énergies renouvelables en 2014. La base de données « Pégase » du ministère de la Transition écologique et solidaire fournit les statistiques de production primaire et de consommations finales par secteur d'énergies renouvelables thermiques :

Production primaire et consommation (corrigée des variations climatiques) d'énergies renouvelables thermiques et déchets

Mtep	1990	2000	2010	2011	2012	2013	2014	2015	% 2015
Production EnR thermiques et déchets	10,73	11,06	16,29	14,41	16,32	17,63	16,25	16,97	100 %
Importations	-	0,01	0,36	0,52	0,42	0,46	0,56	0,61	3,6 %
Exportations	-	-	-0,21	-0,16	-0,13	-0,21	-0,19	-0,18	-1,1 %
Énergie disponible	10,73	11,07	16,44	14,77	16,61	17,88	16,62	17,40	102,5 %
Conso. branche énergie	-0,94	-1,60	-2,48	-2,46	-2,46	-2,38	-2,44	-2,57	-15,1 %
Correction climatique	0,38	0,58	-0,91	0,93	-0,02	-0,60	1,20	0,68	4,0 %
Répartition par secteurs de la consommation finale corrigée
Consommation finale corrigée	10,17	10,06	13,05	13,24	14,13	14,91	15,39	15,51	100 %
Résidentiel-tertiaire	8,91	8,04	8,95	9,22	9,74	10,21	10,58	10,66	68,7 %
Industrie	1,21	1,61	1,55	1,45	1,57	1,86	1,70	1,70	11,0 %
Agriculture	0,05	0,07	0,13	0,14	0,14	0,14	0,15	0,15	1,0 %
Transports (biocarburants)	-	0,33	2,42	2,43	2,68	2,69	2,96	3,00	19,3 %
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase).

Les consommations d'EnR thermiques sont destinées à la production de chaleur, sauf dans les transports. Leur part dans la consommation finale brute d'énergie pour le chauffage et le refroidissement est passée de moins de 12 % en 2005 à 18,8 % en 2015 et dans les transports (agrocarburants) de moins de 2 % à 8,5 %. La progression de cette consommation entre 2005 et 2015 a été de 2 405 ktep pour les agrocarburants, 1 783 ktep pour les pompes à chaleur, 842 ktep pour la biomasse solide (bois et déchets), 110 ktep pour le solaire thermique, 73 ktep pour le biogaz et 14 ktep pour la géothermie. Ces évolutions sont cependant en retard sur les objectifs du plan national d'action, sauf pour les agrocarburants et surtout les pompes à chaleur qui dépassent leur objectif 2015 de 32 % ; les filières les plus en retard sont le solaire thermique et la géothermie.

La répartition par filière de la consommation primaire d'EnR thermiques pour production de chaleur est la suivante :

Consommation primaire d'énergies renouvelables pour production de chaleur en 2015 (12,3 Mtep) :

• Bois-énergie (74,9 %)
• Pompes à chaleur (16,1 %)
• Déchets renouvelables (3,7 %)
• Résidus agricoles (1,7 %)
• Géothermie (1,7 %)
• Biogaz (1,1 %)
• Solaire thermique (0,8 %)

Le bois-énergie représente 81 % des consommations d'énergies renouvelables thermiques pour production de chaleur (hors biocarburants) en 2012, contre 93 % en 1995. Les pompes à chaleur, en fort développement depuis 2005, atteignent 12 % de la consommation finale contre 4 % en 2005.

Le Fonds Chaleur, créé en 2009 dans le cadre du Grenelle Environnement et géré par l'ADEME, a pour objectif de développer la production de chaleur à partir des énergies renouvelables (biomasse, géothermie, solaire thermique...). Il a permis, entre 2009 et 2012, la création de 2 445 installations produisant 1,2 Mtep/an (88 % des aides à l'investissement pour la biomasse et les réseaux de chaleur). Le montant de l'aide versée par l'ADEME est inférieur à 40 €/tep (3,4 €/MWh), très faible par rapport aux subventions versées à l'éolien ou au solaire ; malgré cette efficacité, les réalisations sont en deçà des objectifs : le retard est de 0,3 Mtep fin 2012 ; il concerne surtout la cogénération (production simultanée d'électricité et de chaleur à partir du bois-énergie), les dispositifs d'appel d'offres s'avérant excessivement lourds et l'approvisionnement en bois trop irrégulier.

Bois-énergie

L'ADEME a publié en juillet 2013 un rapport sur le chauffage domestique au bois :

• la consommation de bois en bûches (51 millions de stères) n'a pas évolué depuis 1999 : de 6,8 Mtep à 6,9 Mtep ;
• le nombre de ménages utilisateurs en résidence principale est passé de 5,9 millions en 1999 à 7,4 millions en 2012 ;
• la consommation par ménage est passée de 8,6 à 7,5 stères, diminution due surtout à un meilleur rendement des appareils ;
• l'utilisation du bois en énergie principale est passée de 30 % à 50 % des utilisateurs, et 23 % se chauffent uniquement au bois ;
• la part des foyers ouverts a fortement baissé, passant de 33 % en 1999 à 17 % en 2012, au profit des poêles à bûches (de 8 % à 23,6 %) ;
• 54 % des utilisateurs achètent leur bois de chauffage, 29 % sont en auto-consommation et 17 % en auto-approvisionnement partiel.

La capacité de production française de granulés de bois a dépassé le million de tonnes en 2014.

En 2014, les ventes d'appareils domestiques de chauffage au bois se sont inscrites en net recul en France pour la première fois depuis 2010. Le marché a chuté de 18 %, avec 433 345 unités vendues. Les chaudières, à bûches et à granulés, ont été particulièrement touchées, avec une contraction de 32,4 %, suivi des cuisinières (-20 %), des poêles (-18,9 %) et des foyers fermés et inserts (-13,7 %). Trois facteurs expliquent ce décrochage : la douceur exceptionnelle de l'hiver 2013-14, la chute des prix du fioul et l'incertitude autour du crédit d'impôt, dont le dispositif a été modifié en cours d'année. Malgré le relèvement du crédit d'impôt à 30 %, l'année 2015 ne s'annonce pas non plus comme une bonne année, car les prix du fioul de fin 2014-début 2015 sont les plus bas constatés depuis quatre ans.

Biogaz

La France compte au début 2018, selon Gaz réseau distribution France, 514 installations de méthanisation et 860 projets de méthaniseurs, contre plus de 10 000 installations en Allemagne. Le développement de la filière s'est accéléré à cause des directives nitrates qui imposent de gros investissements en bassins de rétention pour protéger les sols et les rivières : les agriculteurs préfèrent valoriser leur fumier par la méthanisation. Le gaz renouvelable ne représente encore que 1 % de la consommation française de gaz. La loi de transition énergétique visait 10 % en 2030, mais devant l'accélération des projets, GRTgaz et GRDF envisagent d'atteindre 30 % à cette échéance, et l'Ademe estime possible d'atteindre l'indépendance complète en 2050. En 2019, la filière gazière met en avant, pour justifier le soutien public, les bénéfices de la méthanisation pour l'agriculture et l'absence d'intermittence de la production énergétique par biogaz.

Le biogaz était en 2013 une filière en phase de décollage : les premières réalisations ont concerné surtout les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), qui sont maintenant presque toutes équipés ; les prochains projets seront davantage d'origine agricole ; soit sous forme de méthanisation à la ferme, soit sous forme d'installation centralisée. Le potentiel de la méthanisation est important, que ce soit en termes de cogénération, de production de biométhane à injecter dans le réseau de gaz naturel, ou à valoriser en biométhane carburant. Les « ministères de l'écologie et de l'agriculture » ont publié en mars 2013 le plan « énergie méthanisation autonomie azote » (EMAA) avec un objectif de 1 000 méthaniseurs à la ferme pour 2020. L'ADEME a recensé de juillet 2011 à juillet 2013 un total de 242 projets. GrDF compte 3 installations d'injection de biométhane en fonctionnement en 2013, et en prévoit 10 à 13 nouvelles pour 2014 ; par ailleurs, 360 projets sont à l'étude.

La station d'épuration de Strasbourg-La Wantzenau, quatrième de France avec un débit journalier de 200 000 m³ et conçue pour traiter les effluents d'un million d'habitants, valorise désormais plus de la moitié de ses boues pour produire du biogaz et le purifier. Les premiers mètres cubes ont été injectés dans le réseau local GDS (Gaz Distribution Services, anciennement Gaz de Strasbourg), qui dessert plus d'une centaine de communes dans le Bas-Rhin. Au total, la station procurera plus de 1,6 million de mètres cubes par an de biométhane pur à 98 %, ce qui équivaut à la consommation de 5 000 logements et réduit les rejets de CO₂ de 7 000 tonnes par an. Des projets sont en préparation pour porter la part des boues valorisées à 60 %, voire 75 %, et y ajouter d'autres sources comme des déchets ménagers, agricoles ou industriels. D'autres villes françaises ont des projets similaires, en particulier Grenoble, Élancourt et Valenton. Au ministère de l'Écologie, ces dossiers s'accumulent et l'objectif d'une centaine de stations d'épuration dotées d'un équipement de production de biométhane d'ici 2020 pourrait être revu à la hausse.

Une étude commandée par la profession et réalisée auprès de 54 projets, pour la plupart agricoles, révèle en novembre 2015 que plus de la moitié des projets de méthanisation lancés avant fin 2013 n'atteignent pas la rentabilité prévue. Depuis les débuts de la filière en 2010, la France a mis en service près de 400 méthaniseurs ; 94 % des installations étudiées ont rencontré des aléas, et 65 % ont dégagé des rentabilités plus faibles que prévu (dont 35 % avec un écart élevé) et dans 24 % des cas, les équipements se sont révélés inadaptés.

Géothermie

Selon l'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France se place au 5^e rang européen des producteurs de chaleur géothermique, avec une production annuelle estimée en 2010 à 4 150 GWh par an, couvrant les besoins de 1,8 % de la population française. Cette géothermie dite de basse énergie, qui cible des eaux relativement peu chaudes, est notamment mise en œuvre dans le bassin parisien. Il n'existe en revanche qu'une seule opération industrielle « à haute énergie », produisant de l'électricité grâce à des fluides à haute ou très température, la centrale géothermique de Bouillante, en Guadeloupe. La France développe par ailleurs une expertise dans la technologie « haute énergie » émergente de l'EGS (Enhanced Geothermal System), qui cible des fluides géothermaux présents dans des réservoirs naturellement fracturés dans des régions non volcaniques. Le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts, en Alsace, a été le premier site au monde de ce type à avoir été raccordé au réseau électrique. Depuis, 25 permis de recherche d'EGS ont été attribués, et la filière a créé en 2014 un groupement baptisé Geodeep, qui inclut des entreprises comme Alstom, EDF, GDF Suez (Engie) ou Eiffage-Clemessy, et ambitionne de fournir des offres « clés en main » sur des projets. L'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) espère que la filière française pourra réaliser, à terme, une vingtaine de projets représentant une puissance cumulée de 300 MW, dont 50 MW d'EGS en France métropolitaine, 50 MW volcaniques dans les départements et régions d'outre-mer, et 200 MW volcaniques à l'international.

Chaleur fatale

La chaleur fatale, c'est-à-dire les rejets thermiques des activités utilisant des procédés thermiques (sites industriels, incinérateurs de déchets ménagers, centres de données, etc.), constitue un gisement dont la récupération est comptabilisée dans les objectifs à atteindre par les énergies renouvelables. Dans l'industrie, ce gisement est énorme, qui atteint 109,5 TWh, dont presque la moitié à une température supérieure à 100 °C. Les trois régions les plus industrielles, Grand Est, Hauts-de-France et Auvergne-Rhône-Alpes, concentrent, à elles trois, plus de 45 % du potentiel national. L'ADEME, dans les scénarios qu'elle a établis pour la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), propose de faire passer le volume de chaleur recyclée d'origine industrielle de 0,5 TWh par an fin 2016 à 2,3 à 3 TWh en 2028. Celle émise par les incinérateurs d'ordures ménagères, elle, est déjà largement valorisée avec une « puissance installée » de 8,5 TWh envoyés dans les réseaux de chaleur ; elle pourrait croître de moitié d'ici à 2028. Le Fonds Chaleur de l'ADEME a déjà soutenu la production de 0,6 TWh.

Par exemple, à Charleville-Mézières, Dalkia, gestionnaire du réseau de chaleur de l'agglomération, récupère la chaleur des fours de l'usine de PSA pour alimenter le réseau de chaleur, dimensionné pour chauffer 3 290 logements ; ceci permet de porter à 60 % la part des énergies renouvelables dans l'alimentation du réseau, à laquelle contribue également une chaufferie à biomasse.

Un autre exemple est le partenariat signé en janvier 2019 entre Engie et Arcelor permettant d'alimenter le prolongement du réseau de chaleur de Dunkerque (équivalent de 3 000 logements) en utilisant les gaz des hauts-fourneaux d'ArcelorMittal.

Énergies renouvelables dans les DOM

Production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM en 2015 :

• Biomasse-déchets (35 %)
• Hydraulique (20 %)
• Géothermie électrique (19 %)
• Solaire thermique (14 %)
• Solaire photovoltaïque (10 %)
• Éolien (1 %)

La production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM atteignait 424 ktep en 2015. La part importante de la biomasse (35 %) est surtout constituée de la valorisation électrique et thermique de la bagasse, résidu fibreux de la canne à sucre, à La Réunion et en Guadeloupe. L'hydraulique (23 %) est surtout présent en Guyane et à La Réunion. Le faible développement de l'éolien s'explique surtout par sa vulnérabilité aux cyclones tropicaux.

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWh sur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les 130 000 chauffe-eau solaires installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion.

Charbon

Une illustration du passé charbonnier de la France : le chevalement du puits Fontanes à Saint-Martin-de-Valgalgues au nord d'Alès.

Le charbon a longtemps constitué la principale source d'énergie en France, car le sous-sol de la métropole en était riche. Une des premières mentions d'exploitation remonte au XIII^e siècle quand les moines de Cendras, dans le Gard, percevaient une rente pour l'exploitation du charbon. Au XVI^e siècle l'ensemble des gisements de faible profondeur étaient déjà exploités. Au XVII^e siècle le charbon du bassin houiller de la Loire alimentait les villes de la vallée du Rhône de Lyon à Marseille. L'exploitation industrielle dans le Nord a commencé en 1720. Par la suite la révolution industrielle a accéléré cette exploitation et diversifié les sites d'exploitation (1815 en Lorraine).

La Libération marque un changement, car auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, mais la loi de nationalisation du 17 mai 1946 organise l'exploitation du charbon en dix EPIC. Cette époque est marquée par la reconstruction du pays et une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique.

La production nationale culmine en 1958 à 60 millions de tonnes environ, puis décline régulièrement jusqu'à la crise pétrolière de 1973, avec 29,1 Mt. Après une stabilisation à 26 Mt jusqu'à 1977, le déclin de la production reprend puis s'accélère à partir de 1984, tombant sous la barre des 10 Mt en 1994, année où le pacte charbonnier est signé par les pouvoirs publics. Il vise l'arrêt progressif de l'extraction du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004. La production se limite désormais aux seuls produits de récupération (0,3 Mt par an depuis 2010) issus des terrils du bassin minier du Nord-Pas-de-Calais et du Gard ainsi que des schlamms du bassin lorrain valorisés dans les centrales thermiques du groupe E.ON ; cette production cesse en 2015, si bien que l'approvisionnement en charbon ne repose plus que sur les importations et le déstockage.

Au cours de la période d'exploitation des gisements français, 4 465 millions de tonnes de charbon ont été extraits, dont 2 275 millions de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et 1 497 millions de tonnes dans le Centre-Midi.

Production de charbon en France (en millions de tonnes)

Type	1973	1979	1985	1990	2000	2005	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Houille	25,7	18,6	15,1	10,5	3,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Lignite	2,8	2,5	1,8	2,3	0,3	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Produits de récupération	0,7	2,0	2,0	0,7	0,6	0,6	0,3	0,1	0,3	0,1	0,3	0,3	0,3	-
Total	29,1	23,1	18,9	13,5	4,1	0,6	0,3	0,1	0,3	0,1	0,3	0,3	0,3	-

Pétrole

La production française de pétrole a été divisée par plus de deux depuis la fin des années 1980 ; en 2016, 815 000 tonnes de pétrole brut ont été extraites du sous-sol français, en repli de 2,5 %, soit environ 1 % de la consommation nationale. Au 1^er janvier 2017, les réserves de pétrole brut (9 Mt) et d’hydrocarbures extraits du gaz naturel représentent environ onze ans d’exploitation au rythme actuel.

La production s'élevait à 3 Mt environ en 1970, 3,4 Mt en 1990, 1,6 Mt en 2000 et 0,8 Mt en 2015. Le pétrole extrait provient pour un tiers du bassin aquitain et deux tiers du bassin parisien. Les réserves présentes dans le sous-sol français (au 1^er janvier 2016 : 9,87 Mt de pétrole brut et 0,12 Mt d'hydrocarbures extraits du gaz naturel de Lacq) correspondent un mois et demi de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à 12 ans de production.

La France découvre les premières réserves de pétrole brut dans le Sahara algérien en 1956, en pleine guerre d'indépendance de l'Algérie. En mars 1957, le général de Gaulle se rend sur place, avec son conseiller Jacques Foccart, pour constater l'importance stratégique du gisement. Les accords d'Évian sauvegarderont les intérêts pétroliers français, jusqu'à la nationalisation en 1971.

L'exploration, puis l'exploitation du pétrole français ont été confiées initialement à des entreprises publiques : Régie autonome des pétroles (RAP) créée le 29 juillet 1939 pour exploiter le champ de gaz de Saint-Marcet en Haute-Garonne, Société nationale des pétroles d'Aquitaine (SNPA), née par la loi du 10 novembre 1941, Bureau de recherche de pétrole (BRP) créé en 1945 ; ces trois entités fusionnent en 1966 pour donner naissance à l'ERAP (surnommée Elf-RAP de 1967 à 1976) qui devient la Société Nationale Elf Aquitaine (SNEA) le 1^er septembre 1976. l'entreprise est privatisée en 1994.

Parallèlement, Total est créé le 28 mars 1924 sous le nom de la « Compagnie française des pétroles » (CFP) afin de gérer les parts que le gouvernement français s'était vu attribuer comme dommage de guerre dans la gestion de la future compagnie pétrolière irakienne, l'Iraq Petroleum Company. À l'origine, c'est une société mixte associant des capitaux d'État et des capitaux privés.

En 1985, sa dénomination a été changée en « Total – Compagnie française des pétroles » (Total CFP) puis transformée en Total le 26 juin 1991. Elle est privatisée en 1993 par le gouvernement d'Édouard Balladur. À la suite de sa fusion avec la belge Petrofina, la société est devenue « Total Fina SA » en 1999.

En rachetant Elf en 2000, Totalfina double quasiment son effectif, ses capacités de production ainsi que son chiffre d'affaires ; le nouvel ensemble prend le nom de « Total Fina Elf SA », puis reprend la dénomination Total SA en 2003. En 2011, Total fait partie des supermajors du secteur pétrolier et est l'une des plus importantes entreprises au monde.

Une vingtaine d'associations de défense de l'environnement appellent début octobre 2015 le gouvernement à annuler les autorisations de forages d'hydrocarbures accordées le 21 septembre, à quelques semaines de l'ouverture de la COP21 à Paris ; il s'agit de trois permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures liquides ou gazeux conventionnels : Champfolie (Seine-et-Marne), Herbsheim (Bas-Rhin) et Estheria (Marne), et de la prolongation de deux autres jusqu'à fin 2018 : Bleue Lorraine en Moselle et Juan de Nova dans les terres australes et antarctiques françaises. Les associations pointent la contradiction entre ces autorisations de forage et les recommandations des scientifiques qui ont clairement établi qu'il fallait geler 80 % des réserves actuelles prouvées d'hydrocarbures pour avoir une chance raisonnable de ne pas dépasser 2 °C de réchauffement climatique d'ici la fin du siècle. La ministre de l'Écologie Ségolène Royal relativise l'impact de ces autorisations, qui concernent « des zones où il y a déjà des forages », ajoutant que, dans le même temps, « quatre autres permis ont été refusés », et concluant : « Sous réserve d'un inventaire complet, je pense que ce sont les derniers permis qui seront accordés ».

Gaz naturel

Dans les années 1970, la France produisait un tiers de sa consommation de gaz naturel. Le gisement de gaz de Lacq a été découvert à Lacq, dans les Pyrénées-Atlantiques, en décembre 1951. Ce gaz naturel est distribué par gazoducs dans toute la France à partir de 1965. Avec ses 2 240 Gm³ de réserves, il a contribué à l'essor industriel de la France, et a remplacé le gaz de ville domestique qui était produit à partir de charbon dans des usines à gaz. Dans les années 1970, 33 millions de mètres cubes de gaz brut étaient extraits chaque jour, contre seulement 4 millions en 2009.

L'injection de gaz de Lacq dans les réseaux, qui avait culminé à la fin des années 1970 à plus de 80 TWh par an, s'est arrêtée définitivement en octobre 2013 ; l'injection de gaz de mine extrait du bassin du Nord-Pas de Calais ne représente plus en 2015 que 247 GWh contre 2 000 GWh au début des années 2000. Depuis 2012 a commencé l'injection de biométhane, qui double chaque année : 82 GWh en 2015 contre 32 GWh en 2014.

La production de biogaz s'élève à 0,8 Mtep en 2016, en progression de 5 %, dont 62 % est valorisée sous forme d’électricité et 36 % pour la production de chaleur ; l'épuration du biogaz en méthane pour injection dans les réseaux de gaz naturel ne concerne que 2 % de la production totale de biogaz, mais progresse très fortement.

Le potentiel de production de biométhane, notamment à partir de déchets agricoles, est estimé par l'ADEME à 12 à 30 TWh par an d'ici 2030.

Gaz de schiste

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE) la France serait, avec la Pologne, le pays européen aux ressources en gaz de schiste les plus importantes. Les deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de schistes en France sont le quart nord-est et le sud-est du pays. 64 permis d'exploration ont été délivrés en 2010 par Jean-Louis Borloo, faisant ensuite l'objet d'un désaveu par le gouvernement en 2011. Les conséquences environnementales, inquiétant les populations concernées ont amené les députés français à légiférer : le 30 juin 2011, la France devient le premier pays à refuser la fracturation hydraulique, une méthode jugée hautement polluante.

Le 14 septembre 2012, dans un discours, lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce « J'ai demandé à Delphine Batho (...) de prononcer sans attendre le rejet de sept demandes de permis déposés auprès de l'État et qui ont légitimement suscité l'inquiétude dans plusieurs régions. S'agissant de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, telle sera ma ligne de conduite tout au long de mon quinquennat. ». Il précise que « Dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement. ».

Gaz de houille

Le potentiel du gaz de houille (grisou) est évalué à six fois la consommation annuelle française. La société Française de l'énergie, créée en Lorraine en 2009 pour exploiter ce gisement, prévoit de produire à terme 5 % de la consommation annuelle de gaz en France. Pour financer ce projet, elle a lancé le 24 mai 2016 son introduction en Bourse. Une étude de février 2016 de l'IFEU (Institut für Energie-und Umweltforschung), institut allemand de référence dans la recherche sur l'énergie, l'environnement et l'écologie, a mis en évidence le très faible bilan carbone du projet d'exploitation de gaz de houille lorrain : l'extraction de ce gaz émet en moyenne dix fois moins de CO₂ que le gaz naturel importé et consommé en France.

Uranium

En 1946, la prospection d'uranium a débuté sur le territoire national et en 1948 un gisement, très important, est découvert à La Crouzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Cet arrêt de la production nationale n'est pas dû à un épuisement des gisements, mais à la disponibilité de ressources abondantes en uranium à bas prix du fait de l'arrêt du développement du nucléaire aux États-Unis et surtout du recyclage de l'uranium contenu dans les armes atomiques démantelées en vertu des accords de désarmement (traités SALT I et SALT II et surtout traité START). 75 982 tonnes d'uranium (tU) ont été extraites du sol français jusqu'en 2008. Les réserves restantes identifiées de la France sont évaluées en 2010 à 9 000 tU, ce qui correspond à un peu plus d'une année de consommation (8 000 tU) du parc nucléaire français en 2016 ; la France produit cependant une partie de ses besoins grâce au retraitement des combustibles usés : la production d'uranium de retraitement s'est élevée en 2015 à 1 170 tU (équivalent de tonnes d'uranium naturel) et en 2016 à 1 080 tU.

Ressources énergétiques primaires importées

Les combustibles fossiles sont des matières premières énergétiques provenant de la décomposition de matières organiques : pétrole, charbon, gaz naturel, tourbe… La France est globalement très dépendante des importations pour ces agents énergétiques.

Concernant l'énergie nucléaire, il est nécessaire de distinguer ressources primaires (les combustibles) et ressources secondaires (l'énergie électrique produite). Alors que les combustibles sont majoritairement importés, l'énergie induite est considérée dans les statistiques françaises comme une énergie purement locale ; cette convention est justifiée par le faible poids des combustibles importés dans le prix de revient final de l'électricité nucléaire.

Pétrole et produits pétroliers

Les importations de pétrole brut ont reculé de 3,8 % en 2016 à 55,4 Mt pour une facture de 16 430 M€. Avec la baisse des activités de raffinage en France, les importations de pétrole brut se sont sensiblement contractées au début de la décennie, alors qu’elles atteignaient plus de 80 Mt par an jusqu'à la fin des années 2000. Après avoir culminé à 134,9 millions de tonnes en 1973, avant le premier choc pétrolier, elles ont progressivement décru jusqu'à 74 Mt en 1985 et 73 Mt en 1990 ; elles se sont relevées ensuite jusqu'à 85,6 Mt en 2000, mais le remplacement du fioul par le gaz naturel et la crise de 2008 les ont fait chuter : 71,7 Mt en 2009, puis 64,1 Mt en 2010.

Ce pétrole provient essentiellement de cinq zones géographiques : les pays de l'ex-URSS (30,6 % en 2016 contre 2,5 % en 1973 ; mais les importations de Russie baissent : 17 Mt en 2016 contre 21 Mt en 2010), le Moyen-Orient (25,3 % contre 71,4 %), l'Afrique subsaharienne (17,9 % contre 11,1 %), l'Afrique du Nord (11,3 % contre 13,5 %) et la Mer du Nord (10,7 % contre 0,1 %) ; la part des pays de l'OPEP est remontée à 51,7 % en 2016 contre 46,7 % en 2013, alors qu'elle atteignait 94,7 % en 1973. L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne…).

Importations de pétrole brut de la France par provenance (Mt)

Provenance	1973	1979	1990	2000	2010	2014	2015	2016	% 2016
Arabie saoudite	30,2	44,4	15,2	15,2	6,0	11,1	10,6	8,3	15,0 %
Kazakhstan	-	-	-	2,2	6,8	7,1	7,8	7,9	14,3 %
Nigeria	12,6	9,6	3,1	4,8	2,8	6,1	6,6	5,8	10,5 %
Russie	-	-	-	5,0	11,1	5,2	4,7	5,8	10,4 %
Norvège	0,2	1,6	5,8	21,1	7,0	4,3	3,5	4,6	8,4 %
Iran	10,8	7,8	9,1	5,2	1,8	-	-	4,5	8,1 %
Algérie	11,1	5,1	3,0	3,5	0,9	3,9	4,7	4,5	8,1 %
Angola	-	-	2,8	1,9	3,4	3,2	4,3	3,1	5,6 %
Azerbaïdjan	-	-	-	0,6	3,1	2,6	3,6	3,1	5,6 %
Libye	6,5	4,0	2,9	2,4	10,2	3,1	2,1	1,5	2,7 %
Royaume-Uni	-	2,7	4,7	9,9	3,4	1,4	1,5	1,3	2,3 %
Mexique	-	-	2,5	-	-	0,2	1,3	1,1	2,0 %
Irak	18,7	22,7	3,0	7,2	2,4	1,4	2,8	0,7	1,2 %
Total France	134,9	125,9	73,4	85,7	64,3	54,2	57,6	55,4	100 %
Source : Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2016

La France importe, en plus du pétrole brut, de grandes quantités de produits pétroliers ; le solde importateur atteint 20,9 Mt en 2016, contre 22,1 Mt en 2015 ; les importations ont baissé de 3,6 % et les exportations de 1,9 %. Le déficit est imputable à 97 % au gazole et au fioul domestique qui représentent 54 % des importations : 22,4 Mt sur 41,5 Mt ; à l'inverse, la France exporte de l'essence (4,6 Mt), du fait de la diésélisation du parc automobile ainsi que du fioul lourd (5,8 Mt). Les deux principaux fournisseurs de produits raffinés sont la Russie (15 %) et les États-Unis (13 %), et les exportations sont à 74 % destinées à l'Europe. En valeur, les importations ont totalisé 15 931 M€, les exportations 9 372 M€ et le solde commercial 6 559 M€.

Importations/exportations de produits pétroliers de la France en 2016 (Mt)

Produit	Importations	Exportations	Solde importateur
Gazole / FOD	22,4	2,1	20,4
Carburéacteurs	4,6	1,0	3,6
GPL	3,5	1,2	2,3
Fioul lourd	4,2	5,8	−1,6
Essence	1,2	4,6	−3,4
Produits non-énergétiques	4,1	4,9	−0,8
autres	1,5	0,9	0,6
Total France	41,5	20,6	20,9
Source : Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2015.

Charbon

En 2016, la France a importé 12,2 Mt de charbon, en repli de 7 % au plus bas niveau depuis plus de 20 ans ; elle comprend le charbon vapeur destiné à la production d'électricité et le charbon à coke pour la sidérurgie ; le solde commercial importateur s'élève à 1 131 M€. Ces importations proviennent principalement de l'Australie (31 %), de la Russie (27 %, part en hausse de 8 points), de la Colombie (14 %), de l'Afrique du Sud (11 %) et des États-Unis (8 % ; premier fournisseur en 2013 avec 26 %) ; le recul des États-Unis signale la résorption du boom du gaz de schiste qui avait fait chuter les prix internationaux du charbon de 2011 à 2013. Les charbons arrivent en France par voie maritime, essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

Gaz naturel

Les importations de gaz sont réalisées, selon la provenance, soit par gazoducs venant de Norvège et de Russie par les points d'entrée de Dunkerque, Taisnières et Obergailbach, soit par voie maritime sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL, transporté par méthaniers), par les ports de Fos-sur-Mer, de Montoir-de-Bretagne et de Dunkerque.

En 2016, la France a importé 532,8 TWh de gaz naturel, en progression de 4,7 % après deux années de baisse ; les entrées brutes par gazoducs ont augmenté de 2 % et celles de GNL de 23,7 % après quatre années de forte baisse (20 % par an en moyenne). Le GNL représente 15 % des importations contre 13 % en 2015 mais 28 % en 2011 ; environ trois quarts des importations de GNL sont réceptionnées à Fos-sur-Mer et 22 % à Montoir-de-Bretagne où la progression atteint 76 % ; les injections ont démarré au nouveau terminal de Dunkerque en juillet, mais la mise en service commerciale du site n’a eu lieu qu’en janvier 2017.

La part des contrats de court terme (moins de deux ans) dans les approvisionnements s'est élevée à 18,3 % en 2016 contre 20,9 % en 2015, 21,9 % en 2014 et 14,4 % en 2013.

Les réexportations par les « points d’interconnexion du réseau » avec l'Espagne, la Suisse et la Belgique ont reculé de 31,4 %, après -23,4 % en 2015, à 43,1 TWh, et le solde importateur progresse de 9,8 % à 490 TWh ; la facture nette chute de 24 % à 7,7 milliards d'euros ; elle a été divisée par deux en trois ans du fait du fort recul des prix.

La hausse des importations concerne surtout les achats à la Russie (+65 %) et à l'Algérie (+22 %) dans le cadre de contrats à long terme. La Norvège (-7 %) reste le principal fournisseur de la France avec 43 % des entrées brutes, devant la Russie (21 %), les Pays-Bas (11 %), l'Algérie (10 %), le Nigeria (3 %) et le Qatar (2 %) : les achats de gaz naturel sur les marchés du Nord-Ouest de l’Europe, pour lesquels le lieu de production du gaz n’est pas connu avec précision, représentent 10 % des entrées brutes.

Le 1^er janvier 2017 a été mis en service le terminal méthanier de Dunkerque dont les actionnaires sont EDF (65 %), Fluxys (25 %) et Total (10 %). Ce projet à 1,2 milliard d'euros comprend une jetée capable d'accueillir environ 150 méthaniers/an, trois cuves de stockage géantes de 200 000 m³ de contenance chacune, ainsi qu'une unité de regazéification. Avec sa capacité de 13 milliards de m³ par an, il représente près de 20 % de la consommation française et belge de gaz.

Le principal acteur du secteur gazier français est Engie (ex-GDF Suez).

Uranium (combustible nucléaire)

Selon le World Energy Council, les besoins annuels mondiaux fluctuent entre 59 ktU (milliers de tonnes d'uranium) et 66 ktU ; la production mondiale atteignait 43 880 tU en 2008, dont 20,5 % au Canada ; 19,4 % au Kazakhstan ; 19,2 % en Australie ; 10 % en Namibie ; 8 % en Russie ; 6,9 % au Niger, etc. Les ressources identifiées atteignaient, au 01/01/2009, 6 306 000 tU, dont 26,6 % en Australie, 13,2 % au Kazakhstan, 9 % en Russie, 8,6 % au Canada, etc. S'y ajoutent 6,8 MtU de ressources estimées non encore identifiées. Selon le Livre Rouge 2011 publié par l'AIEA, les ressources mondiales identifiées ont crû de 12,5 % depuis 2008 et la production totale des mines d'uranium a crû de 25 %.

En 2005, Électricité de France, l'exploitant des centrales nucléaires françaises, disposait de stocks d'uranium équivalent à trois ans de consommation prévisionnelle.

Trois types de combustibles nucléaires sont utilisés dans le parc nucléaire français :

• de l'oxyde d'uranium (UOX) enrichi obtenu à partir d'uranium naturel pour la plus grande part ;
• du combustible mixte d'oxyde d'uranium et de plutonium (MOX) ;
• de l'oxyde d'uranium réenrichi (URE) obtenu à partir d'uranium de retraitement.

Le combustible MOX est fabriqué à partir du plutonium issu du traitement des combustibles nucléaires irradiés et d'uranium appauvri des stocks constitués lors de l'enrichissement de l'uranium naturel. Le combustible URE est fabriqué à partir de l'uranium issu du retraitement des combustibles nucléaires irradiés.

En 2011, l'uranium naturel utilisé en France est intégralement issu des importations ou du recyclage. Le combustible nucléaire chargé en réacteur a été de 1 205 tonnes, dont environ 120 tonnes de MOX et 80 tonnes d'URE. EDF fait appel à plusieurs fournisseurs pour effectuer les étapes successives du cycle du combustible : AREVA, Urenco (Grande-Bretagne), Tenex (Russie) et USEC (États-Unis), et diversifie ses achats auprès de différents fournisseurs situés dans plusieurs pays : le Kazakhstan, le Canada, l'Australie ou le Niger.

Énergies renouvelables

L'importation de ressources primaires renouvelables est à l'heure actuelle encore modeste, mais les importations d'agrocarburants posent déjà des problèmes au niveau européen : l'Union Européenne a ouvert une enquête antidumping sur les importations de biodiesel d'Argentine et d'Indonésie. En France, selon les données des Douanes, « les quantités de biocarburants produites dans le cadre des agréments et bénéficiant de ce fait d'une défiscalisation (en provenance de France ou des autres pays de l'Union européenne) sont, en 2011, pour la première fois en fort recul (- 16 %). La production agréée de la filière bioéthanol a reculé de 8 % après un bond de 13 % en 2010, et celle de biodiesel a perdu près de 20 %, d'où un recours renforcé aux importations pour couvrir les besoins ».

Principaux acteurs

Total

Total est le principal acteur du secteur pétrolier français, et la première capitalisation boursière française au 27 février 2014.

Le groupe Total est en 2012 le cinquième groupe pétrolier privé du monde derrière l'anglo-néerlandais Shell, les américains ExxonMobil et Chevron et le britannique BP ; si l'on prend en compte les groupes publics chinois, Total se retrouve au 7^e rang par le chiffre d'affaires après Sinopec et CPC (China Petroleum Company) et au 8^e rang par le résultat net après le brésilien Petrobras.

Total figure à la 10^e place du classement « Fortune Global 500 » de 2013 par chiffre d'affaires (7^e dans le secteur énergie), et à la 24^e place pour ses bénéfices.

Engie

Engie, ex-GDF Suez est 37^e au classement Fortune Global 500 de 2013 par chiffre d'affaires ; c'est la 8^e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014. Sur son site web, GDF Suez se présente (chiffres au 30 juin 2013) comme :

• dans le secteur électrique : 1^er producteur indépendant d'électricité dans le monde ; 1^er producteur mondial d'électricité non nucléaire ; 117 GW de capacités de production électrique installées dans le monde, plus 7,2 GW en construction.
• dans le gaz naturel : 2^e acheteur de gaz naturel en Europe, 1^er opérateur de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et 1^er vendeur de capacités de stockage de gaz en Europe ; 344 licences d'exploration et/ou de production dans 16 pays; 836 Mbep de réserves prouvées et probables ; 1^er importateur de GNL en Europe et 3^e importateur dans le monde, 2^e opérateur de terminaux méthaniers en Europe ; 17 navires méthaniers.

GDF-Suez a annoncé le 27 février 2014 des dépréciations d'actifs d'un total de 14,9 milliards d'euros, essentiellement sur des centrales électriques thermiques et des capacités de stockage de gaz en Europe, qui l'ont fait plonger dans le rouge avec une perte nette de 9,7 milliards au titre de 2013 ; le groupe est affecté par le bas niveau des prix de marché de l'électricité en Europe, dû à une combinaison de surcapacités et de faible demande et son PDG, Gérard Mestrallet, a souligné que ces dépréciations reflétaient sa conviction d'une crise "durable et profonde" ; mais elles n'impactent ni la trésorerie ni la solidité financière du groupe, et le résultat net récurrent (hors exceptionnels) est ressorti à 3,4 milliards d'euros.

Engie a perdu 1,5 million de clients en cinq ans (2009-2015) sur un total de 11 millions d'abonnés au gaz, n'en conservant que 82 % au 31 mars 2015 ; sur le segment des professionnels, sa part est même tombée à 70 %, et en volume à 42 % contre 75 % en 2009. Sur ses 9,2 millions de clients actuels (dont 8,8 millions de particuliers), 2,1 millions ont souscrit à des offres de marché, soit 23 % du total. Engie développe ses ventes d'électricité pour compenser ses pertes dans le gaz ; il s'est fixé un objectif de 4,6 millions de clients à l'horizon 2018 contre 2,3 millions en mars 2015.

EDF

EDF : est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, n^o 2 en Grande-Bretagne et en Italie ; 6^e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014. À l'échelle mondiale, EDF a produit 642,6 TWh d'électricité en 2012 (dont 84,7 % sans CO₂) avec un parc de 139,5 GW et desservi 39,3 millions de clients ; son chiffre d'affaires a atteint 72,7 milliards d'euros, et ses investissements 13,4 milliards d'euros. EDF est en 2012 le 8^e propriétaire mondial d'infrastructures. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.

EDF est le principal concurrent d'Engie sur le marché du gaz, avec plus d'un million de clients (9,5 %) au début 2015.

Le secteur Énergie au sens large compte donc 3 des plus grosses capitalisations boursières : Total, GDF Suez et EDF ; on peut de plus, en remontant vers l'amont, ajouter Legrand et Schneider Electric (matériel électrique) ainsi qu'Alstom (transport et énergie) et Technip (ingénierie pétrolière) ; on arrive alors à 7 entreprises fortement impliquées dans l'énergie sur les 40 du CAC40. Cela permet de mesurer l'importance capitale de ce secteur pour l'économie française.

Nouveaux acteurs

Depuis l'ouverture à la concurrence impulsée par l'Union Européenne et appliquée tardivement, avec réticence et a minima par la France (dernier pays à maintenir des tarifs réglementés pour l'électricité et le gaz), quelques acteurs nouveaux, souvent étrangers, ont émergé :

E.ON

n^o 1 allemand de l'électricité, 15^e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013, a racheté en 1995 à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer 5 centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2012 d'E.ON en France : « Effectif : 889 salariés ; Chiffre d'affaires : 1609 M€ (1987 M€ en 2011) ; ventes d'électricité et de gaz : 10,1 TWh d'électricité et 4,8 TWh de gaz (13,1 TWh d'électricité et 6,9 TWh de gaz en 2011) ; capacité installée : plus de 3,2 GW ; production d'électricité : 7,4 TWh. 4 centrales thermiques, 2 cycles combinés gaz, 6 parcs éoliens et 2 fermes solaires » ;

ENI

pétrolier et gazier italien, 17^e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013, déjà présent en France dans la distribution de produits pétroliers (180 stations-services AGIP, bitumes, lubrifiants, etc.) tente depuis 2004 de se lancer dans la commercialisation de gaz avec la marque Altergaz, qui a été remplacée par la marque ENI au 1^er octobre 2012. ENI se présente comme 1^er fournisseur "nouvel entrant" avec une part de marché d'environ 14 % et un volume vendu en 2011 en France de 74,2 TWh. ENI a franchi la barre des 500 000 clients gaz en France au début 2015, avec 460 000 clients résidentiels et 60 000 clients professionnels fin mars 2015. En octobre 2015, l'entreprise a annoncé devenir fournisseur d'électricité en France dès 2016. ENI prévoit d'atteindre 600 000 clients en France fin 2015, dont 540 000 clients particuliers, avec un chiffre d'affaires de 1 milliard d'euros ; il se place au 3^e rang du marché du gaz, derrière Engie (9 millions de clients) et EDF (environ 1 million de clients) ; il compte désormais sur l'électricité pour sa croissance à venir, et table sur environ 1,5 million d'abonnés en 2018, et sur un chiffre d'affaires de 2 milliards ; les trois-quarts de cette croissance viendront de l'électricité .

Direct Énergie

qui a racheté Poweo le 11 juillet 2012 ; ces deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz étaient apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François 1^er Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web la présente comme « le 3^e acteur français de l'électricité et du gaz qui a déjà conquis et fidélisé plus d'un million de clients (798 000 sites clients en électricité et 227 000 en gaz au 31/12/2012). Le groupe est un acteur intégré de l'énergie en France, depuis la production et la fourniture d'électricité et de gaz, jusqu'aux services dans le foyer ». Son chiffre d'affaires 2012 était de 740 M€ pour 8,6 TWh d'énergie livrée. Son parc de production comprend surtout un cycle combiné gaz : Pont-sur-Sambre (412 MW), ainsi que des petites centrales hydrauliques et des éoliennes en gérance ; en février 2012, Direct Énergie a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d'offres portant sur la construction d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel (CCGN) d'une puissance d'environ 400 MW sur la commune de Landivisiau (Finistère) (mise en service prévue fin 2016), projet qui s'inscrit dans le Pacte électrique breton ; Direct Énergie développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de 446 MW), mais le Tribunal Administratif de Strasbourg a prononcé l'annulation du permis de construire et de l'autorisation d'exploiter en février 2012.

Bilan énergétique

Pour couvrir les besoins énergétiques de la France, la branche énergétique française utilise de l'énergie primaire, produite en France ou importée, puis la transforme et la distribue aux utilisateurs.

Tous ces flux peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé « bilan énergétique national » :

BILAN Énergétique résumé (Mtep)	2012	2013	2014	2015	2016
RESSOURCES
Production d'énergie primaire (P)	135,58	137,58	138,78	139,78	133,14
Importations	157,0	154,86	147,81	149,72	148,01
Exportations	−30,94	−29,19	−32,26	−32,80	-29,84
Stocks et soutes internationales	−6,41	−7,07	−8,65	−6,90	-5,55
Total ressources (R)	255,23	256,17	245,68	249,80	245,76
Indépendance énergétique (P/R)	53,1 %	53,7 %	56,5 %	56,0 %	54,2 %
Consommation branche énergie	99,34	97,59	92,65	98,40	92,37
Consommation finale non énergétique	14,05	13,72	13,60	13,86	13,34
Consommation finale énergétique	141,95	144,88	134,22	137,56	140,07

Des explications détaillées sur les différentes rubriques sont disponibles dans l'article Bilan énergétique (statistique).

Énergie primaire consommée par source d'énergie

La croissance de la consommation d'énergie primaire se ralentit progressivement depuis les années 1970 ; la consommation régresse depuis 2002 où elle avait atteint 272 Mtep. La consommation de charbon et de pétrole a fortement décru depuis 1973 alors que le gaz naturel, l'électricité primaire et les énergies renouvelables ont vu leur consommation augmenter rapidement.

En 2016, la consommation totale d'énergie primaire réelle a baissé de 1,6 % à 245,8 Mtep ; après correction des variations climatiques, cette baisse atteint 3,2 % ; la rigueur climatique était proche de la moyenne en 2016 alors que 2015 avait été plus douce ; le recul de la consommation primaire s'inscrit dans une baisse tendancielle depuis le milieu des années 2000.

Cette consommation se répartit en :

• 47 % de combustibles fossiles (pétrole 28 %, gaz 16 % et charbon 3 %) ;
• 41 % d'électricité primaire nucléaire ;
• 11 % d'énergies renouvelables et déchets.

Approvisionnement total en énergie primaire en France par source (Mtep)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	2016	% 2016	var. 2016/1990
Charbon	20,05	9,0 %	14,89	5,9 %	11,96	4,5 %	9,33	8,81	8,57	3,5 %	−57 %
Pétrole	84,03	37,5 %	82,22	32,7 %	77,02	29,3 %	71,46	72,27	69,68	28,5 %	−17 %
Gaz naturel	26,03	11,6 %	35,77	14,2 %	42,62	16,2 %	32,59	35,04	38,29	15,7 %	+47 %
Total fossiles	130,12	58,1 %	132,87	52,8 %	131,60	50,0 %	113,38	116,12	116,54	47,7 %	−10 %
Nucléaire	81,84	36,6 %	108,17	43,0 %	111,65	42,4 %	113,73	113,98	105,06	43,0 %	+28 %
Hydraulique	4,63	2,1 %	5,71	2,3 %	5,39	2,0 %	5,40	4,68	5,16	2,1 %	+11 %
Biomasse-déchets	10,99	4,9 %	10,77	4,3 %	16,11	6,1 %	15,56	16,51	18,14	7,4 %	+65 %
Solaire, éolien, géoth.	0,18	0,1 %	0,19	0,1 %	1,19	0,5 %	2,35	2,81	2,93	1,2 %	+1 546 %
Total EnR	15,80	7,1 %	16,67	6,6 %	22,69	8,6 %	23,31	24,00	26,23	10,7 %	+66 %
− Solde exp. électricité†	−3,91	−1,7 %	−5,97	−2,4 %	−2,64	−1,0 %	−5,78	−5,51	−3,57	−1,5 %	−9 %
Total	223,84	100,0 %	251,74	100,0 %	263,31	100,0 %	244,64	248,59	244,27	100,0 %	+9 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

† : par convention, le solde exportateur d'électricité, qui n'est pas une énergie primaire, est déduit de l'approvisionnement total en énergie primaire.

Les conventions utilisées par les statistiques françaises, alignées sur celles de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), contrairement à celles de l'Energy Information Administration (EIA) ou de BP, minorent la part des énergies renouvelables électriques : ainsi, la production hydroélectrique de la France en 2016 est évaluée à 13,6 Mtep par BP (5,7 % de la consommation d'énergie primaire), contre 5,16 Mtep pour l'AIE (2,1 % de la consommation d'énergie primaire) ; sur les bases BP, la part des énergies renouvelables électriques en 2016 est de 9,2 % au lieu de 3,3 % pour l'AIE, et la part totale des énergies renouvelables dans la consommation primaire passe ainsi à près de 17 %.

Énergie primaire consommée par la branche énergie

En 2016, la consommation de la branche énergie a représenté 37,6 % de l'énergie primaire consommée (92,37 Mtep sur 245,76 Mtep) ; l'énergie consommée par cette filière est donc équivalente à plus de 60 % de l'énergie consommée par les utilisateurs finaux ; voici les différents postes de consommation de cette filière, par ordre d'importance :

• Pertes de conversion : la transformation de l'énergie primaire en énergie secondaire (électricité, produits pétroliers, etc) implique des pertes de rendement : ainsi, on considère que l'énergie nucléaire primaire est la chaleur produite par le réacteur ; le rendement énergétique d'une centrale nucléaire est celui de la transformation de cette chaleur en électricité, soit en moyenne 33 % ; pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique au fioul est d'environ 35 % ; en effet la partie aval du process est identique : ces rendements sont tout simplement ceux du cycle thermodynamique. Comme la France produit des quantités considérables de kWh d'origine thermique (fossiles et nucléaires), les pertes thermiques sont elles aussi considérables.
• Pertes de transport et de distribution : pertes des transformateurs électriques, des pertes des lignes électriques, pertes des oléoducs et gazoducs, etc
• Usages internes : énergie nécessaire à l'enrichissement de l'uranium et à la fabrication des assemblages de combustible nucléaire, de la consommation des centrales hydroélectriques de pompage et des consommations internes des centrales (auxiliaires, transformateurs primaires, etc).
• Raffinage : pertes lors du raffinage des produits pétroliers.

Consommation de la branche énergie

en Mtep	2012	2013	2014	2015	2016
Production d'électricité et de chaleur	81,80	80,74	80,91	81,60	76,50
Usages internes	7,59	7,06	6,89	6,97	6,73
Raffinage	0,78	0,65	0,56	0,54	0,57
Autres transformations	3,01	3,20	2,71	3,25	2,76
Pertes de transport et de distribution	4,22	4,56	4,00	4,31	4,47
Divers	1,94	1,39	1,50	2,08	1,34
TOTAL	99,34	97,59	97,10	98,40	92,37

Énergie consommée pour les usages non énergétiques

Cette branche comprend notamment les consommations de :

• goudrons de houille utilisés à des fins non énergétiques,
• produits pétroliers utilisés dans la pétrochimie comme le GPL, le naphta, le gazole
• produits pétroliers utilisés pour le bitume pour les routes, lubrifiants pour les moteurs, white-spirit, essences spéciales, paraffines, cires, coke de pétrole calciné…
• gaz en tant que matière première dans les industries chimiques et para-chimiques.

En France, la consommation de cette branche correspond à un peu moins de 10 % de l'énergie finale consommée.

Conversion en énergies secondaires

Raffinage

Pétrole brut et raffineries en France.

La raffinerie de Donges, vue depuis les marais de Lavau-sur-Loire.

Le complexe pétrochimique de Lavéra est situé face à la Méditerranée.

Le pétrole brut est transformé en produits pétroliers par les raffineries.

Le raffinage en France, comme dans toute l'Europe, est confronté à une baisse de la demande intérieure due aux délocalisations et aux politiques de lutte contre le changement climatique ; il est aussi affecté d'une inadéquation entre la structure de la demande intérieure, majoritairement tournée vers le gazole, et celle de l’offre. Par ailleurs, la concurrence internationale est intense : les raffineries américaines qui bénéficient d'approvisionnements à bas coût en pétrole et gaz non conventionnels, et les installations géantes du Moyen-Orient et d'Asie, des raffineries modernes situées près des lieux de production du brut ou dans des pays dont la demande est en forte croissance, produisent à moindre coût. Enfin, la réglementation environnementale européenne impose des coûts et des contraintes plus élevés que dans d’autres pays. Le raffinage français se trouve en surcapacité. Enfin, il ne pourrait répondre à la forte diésélisation du parc automobile national qu'en produisant moins d'essence et plus de gazole, ce qui impliquerait des investissements très coûteux dans les installations existantes. Après la fermeture de plusieurs raffineries au début de la décennie, la production des raffineries françaises a baissé d'un quart (moins de 60 Mt depuis 2012 contre 80 Mt par an dans les années 2000) ; la raffinerie de La Mède, exploitée par Total, cesse de traiter le pétrole brut fin 2016 et est reconvertie pour produire des agrocarburants. Au total, la France n'a plus que sept raffineries. La production nette de produits raffinés a reculé de 1,2 % en 2016 après un rebond de 3,6 % en 2015 grâce à la chute des cours du pétrole brut, qui avait permis de quasiment doubler la marge brute de raffinage.

La raffinerie de Normandie, située à Gonfreville-l'Orcher, en Seine-Maritime, mise en service en 1933, traite jusqu'à 16 millions de tonnes de pétrole brut par an, surtout en provenance du golfe Persique. C'est la plus grosse raffinerie française et une des premières au niveau européen.

Trois autres raffineries ont une capacité supérieure à 10 Mt/an : raffinerie de Donges, raffinerie de Port-Jérôme-Gravenchon et raffinerie de Lavéra.

Total exploite cinq raffineries en France, qui emploient 3 800 salariés. Deux sont déficitaires : celle de La Mède, à Châteauneuf-les-Martigues (Bouches-du-Rhône) et celle de Donges (Loire-Atlantique). Le site de La Mède, qui perd entre 150 et 170 millions de dollars par an, va arrêter en 2015 ses activités de raffinage de pétrole brut (153 000 barils par jour de capacité) et reconvertir ses installations à la production de biocarburants.

Regazéification

Vue du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne.

Le gaz naturel liquéfié est retransformé en gaz à son arrivée dans les trois terminaux méthaniers d'Elengy, filiale d'Engie : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne ; le terminal méthanier de Loon-Plage, près de Dunkerque, a été construit par EDF et Total et est entré en service en 2017. EDF et Total ont vendu leurs parts en 2018, laissant le contrôle du terminal au groupe Fluxys.

Transport et distribution d'énergie

Oléoducs

L'oléoduc sud-européen (en rouge sur la carte de la section "Raffinage" ci-dessus) relie la Méditerranée à la région du Rhin supérieur en traversant la France et approvisionne la Suisse et l'Allemagne ; il assure l'approvisionnement des raffineries sur l'axe Fos-sur-Mer - Karlsruhe, soit 769 kilomètres ; il transporte 10 millions de tonnes par an, alimenté par des pétroliers qui déchargent leur cargaison de pétrole brut au port de Fos-sur-Mer et leur cargaison de naphta et de condensat au port de Lavéra ; il approvisionne la raffinerie de Feyzin près de Lyon et la raffinerie de Cressier en Suisse, près de Neuchâtel.

L'oléoduc d'Île-de-France achemine du pétrole brut depuis le grand port maritime du Havre jusqu'à la raffinerie de Grandpuits ; long de 262 km, il transporte 6 millions de tonnes de pétrole brut et de produits pétroliers chaque année.

Des oléoducs transportent des produits raffinés :

• le LHP alimente les aéroports de Paris à partir des raffineries du Havre,
• le Donges-Metz se connecte au pipeline de l'OTAN,
• les pipelines de l'OTAN transportent les produits des raffineries de Dunkerque ou de Lavera (près de Marseille) vers l'Allemagne.

Gazoducs

Chantier du doublement du gazoduc de Chazelles (Charente) (5 avril 200!)

En 2012, le réseau de transport de gaz compte 37 500 km de gazoducs et le réseau de distribution 194 000 km.

La carte des réseaux de transport de gaz peut être consultée sur le site du ministère de la Transition écologique et solidaire. Les points d'entrée sur le territoire français, en dehors des terminaux méthaniers, sont à Dunkerque (gaz de Norvège), Taisnières (gaz de Norvège et des Pays-Bas) et Obergailbach (gaz de Russie) ; les points de sortie vers la Suisse à Oltingue et vers l'Espagne à Biriatou et Larrau.

Les gazoducs appartiennent à des opérateurs de transport et de distribution qui exécutent des contrats d'acheminement souscrits par des expéditeurs. Le transport est principalement assuré par les entreprises TIGF (Transport et Infrastructures Gaz France, filiale de Total SA) dans le sud-ouest (4 900 km) et GRTgaz (filiale d'Engie) dans le reste du pays (32 600 km). La distribution est principalement assurée par GrDF, autre filiale d'Engie et par une vingtaine de sociétés plus petites ; ces distributeurs desservent 11 millions de clients dans 9500 communes.

Les compteurs de gaz chez les particuliers vont être remplacés d'ici 2022 par le compteur communicant Gazpar; son déploiement a été annoncé, mercredi 20 novembre, par GrDF, après que le gouvernement ait donné son feu vert en août ; GRdF investira 1 milliard d'euros dans ce projet. Ce compteur sera relevé à distance grâce à un module radio, permettant la facturation sur la consommation réelle sans relève physique du compteur ; un relevé quotidien sera accessible par internet ; des opérations de vérification et maintenance à distance seront possibles.

L'accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution du gaz a été garanti par la loi en 2003 ; la CRE a été chargée de la régulation de l'ouverture à la concurrence du secteur de l'énergie.

La fourniture de gaz est assurée par une quarantaine de fournisseurs (expéditeurs ou traders). L'ouverture totale des marchés est effective en France depuis 1^er juillet 2007.

L'équilibrage entre l'offre et la demande est assuré grâce à quinze stockages souterrains (3 sites de stockage en cavités salines et 11 sites en nappes aquifères) dont 13 exploités par la Direction des Grandes Infrastructures de GDF SUEZ et 2 par TIGF, pour une capacité utile de l'ordre de 110 TWh, soit près de 30 % de la consommation nationale.

Énergie finale consommée

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée

Consommation finale par énergie en France, 1990-2016.
Source : Agence internationale de l'énergie

L'électricité représentait 25,0 % de la consommation finale d'énergie en France en 2016 et 34,4 % de la consommation finale du secteur résidentiel.

Le graphique de droite montre les grandes lignes de l'évolution de la consommation finale par énergie :

• la consommation totale a augmenté de 7,4 % en 26 ans ; mais elle a connu un pic en 2006 (165,45 Mtep), puis une chute de 4,2 % en 2009, suivie d'un lent déclin, puis d'une remontée en 2015-16 ;
• large prédominance du pétrole : cependant, après une progression quasi-continue de 1986 à 2002, il a commencé à décliner, puis a chuté très nettement avec la crise de 2008 : −3,6 % en 2009 et −3,1 % en 2010 ;
• forte progression du gaz (+26 % en 26 ans) et de l'électricité (+46 %), mais le gaz, après avoir connu son apogée en 2005, a commencé à reculer (−12,6 % en 11 ans) et l'électricité elle-même a subi une baisse de 3,4 % en 2009 ; la crise a brisé son élan : elle se retrouve en 2016 au niveau de 2010 ;
• déclin ininterrompu du charbon (−66 % en 26 ans), qui n'est quasiment plus utilisé (hors production d'électricité) que dans la sidérurgie, dont l'activité régresse d'année en année ; la dernière centrale électrique à charbon doit fermer au plus tard en 2022 ;
• progression de la biomasse et des déchets, surtout à partir de 2006, avec le décollage des biocarburants et l'essor des pompes à chaleur.

Consommation finale d'énergie en France par source (Mtep)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	2016	% 2016	var. 2016/1990
Charbon	6,27	4,4	3,37	2,1	2,70	1,7	2,46	2,28	2,14	1,4 %	-66 %
Produits pétroliers	75,20	53,1	81,18	50,1	71,33	44,6	67,24	67,23	65,85	43,3 %	-12 %
Gaz naturel	23,93	16,9	32,15	19,8	33,00	20,6	27,87	28,85	30,19	19,8 %	+26 %
Total fossiles	105,39	74,7	116,71	72,0	107,02	66,9	97,57	98,36	98,19	64,5 %	-7 %
Solaire th., géoth.	0,13	0,1	0,15	0,1	0,09	0,1	0,13	0,13	0,13	0,1 %	-4 %
Biomasse-déchets	9,66	6,8	8,98	5,5	11,61	7,3	11,04	11,61	12,44	8,2 %	+29 %
Électricité	25,99	18,3	33,10	20,4	38,18	23,9	36,48	37,37	38,04	25,0 %	+46 %
Chaleur	0,48	0,3	3,24	2,0	3,09	1,9	2,88	3,00	3,37	2,2 %	+605 %
Total	141,66	100	162,16	100	159,99	100	148,09	150,48	152,16	100 %	+7 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

En 26 ans (1990-2016), la consommation finale d'énergies fossiles a baissé de 7 %, la chute de 66 % du charbon et le recul de 12 % du pétrole ayant été en partie compensés par la progression du gaz : +26 %.

Après reventilation des consommations d'électricité et de chaleur entre leurs sources primaires, on obtient la répartition de la consommation finale de 2016 par source primaire d'énergie :

• combustibles fossiles : 67,7 % (charbon 2,0 %, pétrole 43,5 %, gaz naturel 22,2 %) ;
• nucléaire : 18,1 % ;
• énergies renouvelables : 14,2 % (biomasse-déchets 9,7 %, hydraulique 2,9 %, éolien 1,0 %, solaire 0,4 %, autres 0,2 %).

La consommation de gaz naturel a chuté de 16,5 % en 2014, à 390 TWh sur le réseau de GRTgaz (80 % du total France), du fait du climat exceptionnellement doux, 2014 ayant été l'année la plus chaude jamais enregistrée ; chez les ménages et petites entreprises, la baisse atteint même 19,2 % ; après correction des variations climatiques, la baisse reste de 5,4 %, surtout due à la moindre utilisation des centrales à gaz ; depuis 2011, les volumes de gaz utilisés pour la production d'électricité ont chuté de 60 %, pour atteindre seulement 19 TWh en 2014. Selon la Société Générale, la consommation de gaz aurait chuté de 12,9 % en 2014 en Europe (et celle d'électricité de 3,7 %).

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée

Consommation finale par secteur en France, 1990-2016
Source : Agence internationale de l'énergie

En 2016, la consommation d'énergie finale se répartissait en :

• 17,6 % pour l'industrie, contre 24,8 % en Allemagne ;
• 28,8 % pour le secteur des transports (y compris transport par véhicule individuel), contre 25,4 % en Allemagne ;
• 26,2 % pour les ménages (secteur résidentiel) (25,0 % en Allemagne) ;
• 15,2 % pour les services (secteur tertiaire) contre 15,2 % en Allemagne ;
• 3,0 % pour l'agriculture et la pêche ;
• 8,8 % pour les usages non énergétiques (chimie) contre 9,6 % en Allemagne.

Consommation finale d'énergie en France par secteur (Mtep)

Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	2016	% 2016	var. 2016/1990
Industrie	31,46	22,2	33,01	20,4	28,91	18,1	26,86	26,76	26,81	17,6 %	-15 %
Transport	38,49	27,2	44,83	27,6	43,57	27,2	43,41	43,81	43,83	28,8 %	+14 %
Résidentiel	35,07	24,8	40,47	25,0	44,21	27,6	36,11	38,09	39,83	26,2 %	+14 %
Tertiaire	18,87	13,3	18,61	11,5	23,86	14,9	22,13	22,74	23,20	15,2 %	+23 %
Agriculture+pêche	3,90	2,8	4,25	2,6	4,49	2,8	4,48	4,48	4,50	3,0 %	+15 %
Non spécifié	0,51	0,4	4,13	2,5	1,00	0,6	0,74	0,73	0,64	0,4 %	+26 %
Usages non énergétiques (chimie)	13,36	9,4	16,84	10,4	13,95	8,7	14,36	13,86	13,35	8,8 %	0 %
Total	141,66	100	162,16	100	159,99	100	148,09	150,48	152,16	100 %	+7 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

Les grandes lignes de l'évolution par secteur sont :

• le déclin de l'industrie : -15 % de 1990 à 2016, du fait des délocalisations et de la crise de 2008 ;
• la prédominance du secteur « transports » et sa forte croissance : +14 % en 26 ans, mais cette croissance s'est produite au cours des années 1990, puis a cédé la place à une lente décrue : −3,4 % entre 2001 et 2106 ;
• l'importance du secteur résidentiel et sa croissance également forte : +14 % de 1990 à 2016 ; mais sa tendance semble plutôt en légère baisse depuis le milieu des années 2000 ; pour apprécier correctement son évolution, il est nécessaire de corriger les données de l'effet des variations climatiques : ainsi, l'évolution calculée entre la moyenne 1990-91 et la moyenne 2015-16 est ramenée à +4,3 % au lieu de 14 % ;
• la très forte croissance du secteur tertiaire : +23 % en 26 ans, qui s'explique surtout par la tertiarisation d'une part des fonctions du secteur industriel ;
• la croissance très robuste du secteur agricole : +26 %.

Au total, la baisse des consommations depuis le début des années 2000 concerne surtout l'industrie ; elle est en partie compensée par la croissance du tertiaire et de l'agriculture, et le déclin des secteurs résidentiel et transports est faible.

En 2016, les ménages français ont consacré 79,5 milliards € à leurs achats d'énergie, soit 7,9 % de leurs dépenses réelles (hors loyers), part en baisse de 1,2 points par rapport à 2013, et 5,1 % de leur consommation effective, part atteignant son plus bas niveau depuis 2009. Leur facture énergétique a été de 2 716 € par ménage, dont 1 571 € pour l’énergie dans le logement et 1 144 € pour les achats de carburants et de lubrifiants. Cette facture totale est en baisse pour la troisième année consécutive (−0,6 % après −2,8 % en 2015 et −8,5 % en 2014), baisse qui a succédé à quatre années de hausse. Le faible recul de 2016 est imputable uniquement à la baisse des dépenses en carburants (−3,3 %) alors que les dépenses pour le logement augmentent de 1,5 % du fait d'un climat moins doux. Le prix moyen de l'énergie domestique est en légère baisse. La dépense de combustibles liquides baisse de 14,3 %, celle d'électricité augmente de 5,3 % et celle de gaz de 2,7 %.

La consommation totale de pétrole raffiné en France (corrigée des variations climatiques) est donnée par le tableau suivant :

Consommation de pétrole par secteur (corrigée climat) en Mtep
Secteur	1973	1979	1985	1990	2000	2005	2009	2010	2011	2012	part 2012	variation 2012/1973
Industrie	24,1	21,0	9,6	9,3	7,0	6,0	6,8	5,1	5,2	5,1	7,9 %	-79 %
Résidentiel-Tertiaire	32,7	27,7	19,2	18,0	15,9	15,0	12,8	11,0	11,6	10,7	16,6 %	-67 %
dont résidentiel	nd	nd	nd	nd	nd	nd	8,3	7,1	7,2	6,8	10,5 %	nd
dont tertiaire	nd	nd	nd	nd	nd	nd	4,6	3,9	4,2	3,9	6,0 %	nd
Agriculture	3,3	2,9	2,7	3,3	2,4	2,2	3,6	3,4	3,4	3,4	5,3 %	+3 %
Transports	25,3	31,0	33,1	40,1	48,2	48,9	45,6	45,8	46,0	45,3	70,1 %	+79 %
Total énergétique	85,4	82,6	64,9	70,8	73,5	72,1	67,7	65,3	66,2	64,6	100 %	-24 %

Consommation de produits pétroliers par secteur en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La part du transport est largement dominante : 70 % en 2012, suivie du résidentiel-tertiaire 16,6 %. Au total, la consommation de pétrole a reculé de 24 % en 39 ans (1973-2012) ; le déclin du pétrole dans l'industrie (-79 % en 39 ans) et le secteur résidentiel-tertiaire (-67 %) est en partie compensé par son envolée dans le secteur transports (+79 %) ; toutefois, depuis son maximum atteint en 2002, le transport est en déclin (-7 % en 10 ans), surtout depuis la crise de 2008 ; dans l'agriculture, la variation est faible : +3 %.

L'évolution de la consommation de charbon par secteur est retracée par le graphique suivant :

Consommation de charbon par secteur.

Le déclin du charbon est général ; il ne reste utilisé que dans la sidérurgie (39 %), le reste de l'industrie (15 %) et surtout la production d'électricité (43 %), mais cette dernière va probablement le délaisser avec la mise en service récente de centrales à gaz et la fermeture annoncée des centrales charbon d'E.ON.

Le gaz naturel a connu une progression fulgurante : +81 % en 39 ans, mais depuis son apogée en 2005, il a reculé de 9 %. En 2012, il est consommé par le secteur résidentiel-tertiaire pour 68,5 % et par l'industrie pour 30,5 % ; l'agriculture ne consomme que 0,7 % et le transport 0,3 % (GPL et gaz naturel véhicule). Les taux de progression sur 39 ans sont de 116 % pour le résidentiel-tertiaire, 111 % pour l'agriculture et 32 % pour l'industrie.

Le tableau ci-dessous donne les mix énergétiques (répartition des consommations par énergie) de chaque secteur en 1981 et en 2015, puis les taux de variation des consommations sur 34 ans de chaque énergie dans chaque secteur :

Mtep	Mix énergétique 1981				Mix énergétique 2015				Variation 1981-2015
Énergie	Indust.	Rés.Ter.	Agric.	Transp.	Indust.	Rés.Ter.	Agric.	Transp.	Indust.	Rés.Ter.	Agric.	Transp.
Charbon	10,13	3,01	0	0,01	4,88	0,34	0	0	-52	-89	ns	ns
Produits pétroliers	14,46	22,79	3,12	31,54	2,12	9,92	3,32	45,42	-85	-56	+6	+44
Gaz naturel	7,32	9,89	0,11	0	9,72	20,38	0,29	0,10	+33	+106	+164	ns
Électricité	7,95	9,44	0,37	0,52	9,98	25,68	0,70	0,88	+26	+172	+89	+69
EnRt+déchets	1,26	6,58	0,04	0	1,70	10,66	0,15	3,00	+35	+62	+275	ns
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase) 2015 : chiffres provisoires ; EnRt = bois, agrocarburants, biogaz ; Industrie : sidérurgie comprise.

Ce tableau synthétise bien les parts de marché des énergies et leur évolution :

• forte baisse du charbon et du pétrole, sauf dans les transports où ce dernier garde encore une part très prépondérante : 91,9 % (ainsi que dans l'agriculture : 74,4 %) ; certes, sa part s'y effrite quelque peu (98,3 % en 1981), surtout du fait de l'introduction des agrocarburants, mais en valeur absolue sa consommation a augmenté de 44 % en 34 ans ;
• forte progression du gaz naturel (sa part passe de 13,6 % à 20,7 %) dans tous les secteurs sauf le transport, où le GNV (gaz naturel véhicule) et le GPL (gaz de pétrole liquéfié) ne représentent encore que 2 % de la consommation ; dans les autres secteurs, le gaz a très largement remplacé le charbon et le pétrole ;
• progression encore plus forte de l'électricité, dont les parts de marché ont presque doublé en 34 ans (24,9 % contre 14,2 %), sauf dans les transports, où sa progression, certes forte en valeur absolue, n'est que modeste en part de marché : le développement du TGV et des tramways a été en partie compensé par le déclin du fret ferroviaire, dont la compétitivité est compromise par les avantages fiscaux massifs accordés aux transporteurs routiers ;
• forte progression des EnR thermiques, grâce au développement du chauffage au bois et des agrocarburants.

Il apparaît ainsi clairement que le problème principal de la politique énergétique en France est la dépendance du secteur des transports aux produits pétroliers. La contribution massive des transporteurs et des automobilistes au réchauffement climatique devra donc être réduite grâce à la taxe carbone, dans le cadre de la politique de transition énergétique ; mais les nombreuses exonérations de cette taxe accordées à la quasi-totalité des utilisateurs autres que les particuliers atténuent très fortement son efficacité. D'un point de vue énergétique, le mode de transport le plus efficace est le transport sur rail, aussi bien pour les passagers que pour les marchandises (voir efficacité énergétique dans les transports).

Une étude de l'Insee sur « les déplacements domicile-travail en 2009 » contribue à expliquer pourquoi, malgré la baisse des consommations unitaires des voitures, la consommation totale ne baisse pas : « 7 actifs sur 10 vont au travail en voiture : parmi les 25 millions de personnes qui quittent leur domicile pour aller travailler, 18,6 millions (73 %) utilisent principalement leur voiture, 3,8 millions (14,9 %) les transports en commun, 2 millions la marche à pied et 1,1 million un deux-roues, motorisé ou non[...] En dix ans, la part de ceux qui doivent quitter leur agglomération, leur canton, ou même leur région de résidence pour travailler a augmenté : en 2009, 1,2 million de personnes ne travaillent pas dans leur région de résidence ; ce chiffre a augmenté de 27 % en 10 ans, alors que le nombre de personnes qui se déplacent pour travailler n'a augmenté, dans le même temps, que de 15 %. »

L'Insee cite trois facteurs explicatifs :

• le choix des ménages d'habiter dans des communes souvent éloignées des centres-villes, ou même des agglomérations, pour améliorer leur cadre de vie et diminuer leur dépense en logement,
• la concentration des emplois dans les pôles urbains, et en particulier les plus grands d'entre eux,
• le nombre croissant de couples dont les deux membres travaillent, ce qui rend difficile de trouver deux emplois situés dans des lieux proches et impose à l'un des deux conjoints des déplacements domicile-travail importants.

Secteur de l'électricité

Production d'électricité

Production nette d'électricité en France. (Sources données : EIA (1980-2016), RTE (2017))

En 2017, la production nette d'électricité s'est élevée à 529,4 TWh, en recul de 0,4 % ; la production d'origine nucléaire représente 71,6 % du total, à son plus bas niveau depuis 1992 ; les centrales hydrauliques ont contribué pour 10,1 %, les centrales thermiques classiques pour 10,3 %, l'éolien pour 4,5 %, le photovoltaïque pour 1,7 % et les bioénergies pour 1,7 %.

Consommation d'électricité

Consommation finale d'électricité en France
source données : base de données Pégase du Ministère de l'Écologie

En 45 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,3 et celle de l'agriculture par 3,1 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 70 % et celle des transports de 99 %. La part de l'industrie (sidérurgie comprise) est passée de près de 60 % en 1970 à 26,8 % en 2015, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 34 à 69 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie française se lisent clairement dans ces chiffres.

Réseaux de chaleur

Production de chaleur

La production simultanée de chaleur et d'électricité en cogénération permet des rendements énergétiques globaux supérieurs à leur production séparée ; c'est pourquoi les pouvoirs publics, à la fin des années 1990, ont soutenu leur développement. C'est également une priorité européenne, une directive sur la cogénération ayant été adoptée en 2004, remplacée et complétée par la directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique.

En 2016, 4,3 Mtep de chaleur destinées à la vente ont été produites en France (12 % de plus qu'en 2015). Hors pertes de distribution, 3,4 Mtep ont été livrées aux consommateurs, dont près des deux tiers venant des réseaux de chaleur, le tiers restant étant issu de centrales de cogénération. On dénombre 650 réseaux de chaleur, dotés d'une puissance thermique totale d'environ 20 GWth, dont près de 9 GWth en Île-de-France. Ils ont livré 2,1 Mtep en 2016, en progression de 8 % ; leur production brute de 2,8 Mtep est dominée par le gaz naturel (39 %), suivi de la biomasse (21 %), puis de la chaleur récupérée auprès d’usines d’incinération d’ordures ménagères (19 %) ; le fioul et le charbon, dont la part était de 60 % en 1990, poursuivent leur déclin et ne représentent plus que 7 % du bouquet énergétique des réseaux ; la part des énergies renouvelables a plus que doublé depuis le début de la décennie, pour atteindre 39 % en 2016 ; avec la chaleur directement récupérée auprès d’un établissement externe au réseau, leur part atteint 53 %. Plus du quart des réseaux de chaleur (28 %) possèdent un équipement de cogénération. Il existe également 21 réseaux de froid en France métropolitaine et un à Monaco ; ils ont livré 77 ktep de froid en 2016.

En 2016, les installations de production d’électricité avec procédé thermique de cogénération (hors réseaux de chaleur munis d’un tel équipement) ont produit 3,6 Mtep de chaleur, dont 1,3 Mtep a été livrée, nettes des pertes de distribution, à des utilisateurs tiers, le reste étant auto-consommé. Ces installations ont brûlé principalement du gaz naturel (37 %), des déchets urbains (20 %), des produits pétroliers (12 %), des résidus de papeterie (10 %) et du bois et déchets agricoles (10 %). Les réseaux de chaleur sont généralement suscités par des collectivités locales pour chauffer, via une chaufferie collective, des bâtiments publics ou privés de leur territoire ; des initiatives privées existent aussi. Leur taille varie du petit réseau de chaleur biomasse rurale à celui de Paris, alimenté par de multiples centrales de production et assurant un tiers du chauffage collectif de la capitale.

Ces réseaux de chaleur ont absorbé 179,8 pétajoules (49,9 TWh) en 2016, soit 1,3 % de la production mondiale, loin derrière la Russie (5 374 PJ, 37,3 %), la Chine (4 313 PJ, 30 %) ou l'Allemagne (469 PJ, 3,3 %). Cette production de chaleur se répartit entre les centrales de cogénération (52 %) et les chaufferies (48 %).

Production brute de chaleur en France par source (pétajoules)

Source	2000	%	2010	%	2015	2016	% 2016	var. 2016/2000
Charbon	18,1	13,4	11,9	7,4	7,6	6,2	3,5 %	-66 %
Pétrole	33,9	25,0	25,8	16,1	9,4	8,7	4,8 %	-74 %
Gaz naturel	59,5	43,9	84,3	52,4	58,2	64,5	35,9 %	+8 %
Sous-total fossiles	111,5	82,3	122,0	75,9	75,2	79,4	44,2 %	-29 %
Biomasse	0		13,0	8,1	31,7	40,2	22,4 %	ns
Déchets	24,0	17,7	22,6	14,1	24,6	50,7	28,2 %	+111 %
Géothermie			3,3	2,0	3,8	4,4	2,4 %	ns
Sous-total EnR	24,0	17,7	39,7	24,6	60,7	100,4	55,8 %	+318 %
Total	135,5	100	160,8	100	135,9	179,8	100 %	+33 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

Le plus gros réseau de chaleur est géré par la Compagnie Parisienne du Chauffage Urbain (CPCU). Il est alimenté par les centrales de cogénération du groupe TIRU, qui brûlent des déchets urbains de Paris et d'une partie de la région parisienne. Metz alimente un réseau de chaleur par l'Usine d'électricité de Metz. Grenoble a aussi un réseau de chaleur et celui de Toulouse, alimenté par l'incinération de déchets, doit en sus récupérer la chaleur des supercalculateurs de l'espace de recherche Clément Ader. À Strasbourg, ES Services Énergétiques (filiale d'Électricité de Strasbourg), issue de la fusion d'Ecotral et de Dalkia Bas-Rhin, gère des réseaux de chaleur dont à Strasbourg, avec trois grandes installations représentant un total de 400 GWh et alimentant 40 000 logements.

Consommation de chaleur

En 2016, la consommation de chaleur atteignait 141 PJ, dont 41 % dans l'industrie, 37 % dans le secteur résidentiel, 22 % dans le tertiaire et 0,3 % dans l'agriculture. Elle représentait 2,2 % de la consommation finale d'énergie du pays.

Impact environnemental

Émissions de gaz à effet de serre : approche territoire

Émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion, en France, 1990-2010.

Répartition des émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France en 2010.

Les émissions de gaz à effet de serre de la France, qui étaient déjà reparties à la hausse en 2015, après une baisse quasi ininterrompue depuis la fin des années 1990, ont à nouveau progressé en 2016, selon les résultats présentés le 22 janvier 2018 par Nicolas Hulot, alors ministre de l'écologie : les émissions nationales ont atteint 463 Mt éq CO₂ (millions de tonnes équivalent CO₂) en 2016, soit 3,6 % de plus que le plafond indicatif fixé par la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), de 447 Mt éq CO₂. Ces émissions sont imputables pour l’essentiel aux secteurs des transports (29 %), de l’agriculture (20 %), du bâtiment (19 %) et de l’industrie (18 %) ; la production d’énergie pèse pour 11 % et le traitement des déchets pour 4 %. Le dérapage par rapport à la feuille de route de la SNBC est particulièrement important dans le domaine du bâtiment, où le dépassement atteint +11 %, et dans celui des transports (+6 %) ; il est plus modéré pour l’agriculture (+3 %) et le secteur de l’industrie est à peu près en phase avec les objectifs nationaux ; les émissions de la production d’énergie ont été inférieures de 8 % à l’objectif.

Le Citepa fournit les statistiques d'émissions de gaz à effet de serre dues à l'utilisation d'énergie en France, passées de 384,2 Mt éq CO₂ (millions de tonnes d'équivalent CO₂) en 1990 à 319,6 Mt en 2014, dont 313,3 Mt de CO₂ (contre 368,6 Mt en 1990), 2,6 Mt équivalent CO₂ de méthane (contre 12,3 Mt en 1990) et 3,7 Mt équivalent CO₂ de N₂O (3,3 Mt en 1990) ; en 24 ans, ces émissions ont baissé de 16,8 %. La part du secteur énergétique dans les émissions totales de la France est de 78,3 %. Les autres émissions proviennent surtout de l'agriculture (78,9 Mt éq CO₂) et des procédés industriels (40,0 Mt éq CO₂) ; elles sont en partie compensées par celles liées à l'utilisation des terres, leurs changement d'affectation et la forêt (UTCATF) : −50,6 Mt équivalent CO₂.

Au niveau de l'Union européenne, selon l'Agence européenne pour l'environnement (AEE), le recul de ces émissions entre 1990 et 2014 a été de 24 %.

Le Citepa et l'AEE fournissent d'autres détails :

• répartition des émissions de GES en France en 2014 (hors UTCATF) : utilisation d'énergie 69,7 % (contre 77,6 % au niveau de l'Union Européenne) dont :
  • transport : 28,5 % (UE : 20,8 %) ;
  • résidentiel-tertiaire : 15,8 % (UE : 12,2 %) ;
  • industrie de l'énergie : 8,6 % (UE : 29,1 %), écart expliqué par l'importance de la production d'électricité nucléaire (+hydraulique) en France ;
  • industrie manufacturière et construction : 13,1 % (UE : 11,5 %) ;
  • autre combustion d'énergie (agriculture, etc) : 2,6 % (UE : 4,0 %).
• émissions de CO₂ pour produire 1 kWh d'électricité : 62 g CO₂/kWh en 2013 en France (107 g en 1990) et 13 g en Suède (12 g en 1990), pays très largement décarbonés, contre 525 g CO₂/kWh en Allemagne (694 g/kWh en 1990) et 752 g CO₂/kWh en Pologne (988 g/kWh en 1990), pays où la filière charbon reste dominante ;
• émissions de GES des transports intérieurs en France (DOM inclus) : 131,0 Mt éq CO₂ en 2014 contre 120,7 Mt en 1990, soit +9 % en 24 ans (mais après un sommet en 2003-2004 à 142 Mt, ces émissions ont été réduites de 8 % en 10 ans) ; 124,2 Mt proviennent du transport routier, soit 94,8 % du total ; les autres modes de transport se répartissent 5,2 % : transport aérien (vols intérieurs) 3,5 %, transport maritime et fluvial 1,0 % et transport ferroviaire 0,4 %. Dans l'Union européenne, les émissions des transports ont progressé de 13 % entre 1990 et 2014 (routier +17 %, ferroviaire : −50 %, maritime et fluvial : −37 %, aérien : +6 %). Les émissions du transport routier se répartissent en véhicules particuliers : 53,2 %, poids lourds : 21,3 %, véhicules utilitaires : 19,1 %, deux-roues : 1,2 % ;
• émissions de GES dans l'industrie manufacturière et la construction en France : 80 Mt éq CO₂ en 2014 contre 146 Mt en 1990, soit −46 % en 24 ans ; l'essentiel de la baisse provient de la chimie : 21 Mt éq CO₂ en 2014 contre 53 Mt en 1990, soit −60 % et de la métallurgie : 20 Mt en 2014 contre 34 Mt en 1990, soit −42 % ; la fabrication de minéraux non métalliques (ciment, etc) a diminué ses émissions de 37 % à 20 Mt et l'agroalimentaire de 22 % à 7 Mt ; les évolutions sont très semblables au niveau européen : −45 % pour l'ensemble, −59 % pour la chimie, −43 % pour la métallurgie, etc ; ces données laissent à penser que les progrès enregistrés sont plus dus aux délocalisations et à la désindustrialisation qu'aux progrès de l'efficience énergétique ; cependant, les données par produit montrent que ces progrès existent : ainsi, pour la production d'acier brut, l'émission de CO₂ par tonne produite a baissé d'environ 20 % ; la baisse des émissions de la métallurgie (−42 %) serait donc due pour moitié aux délocalisations et moitié aux progrès de l'efficience énergétique ; dans l'industrie du verre, la baisse des émissions par tonne produite est du même ordre ; par contre, dans le secteur cimentier, l'émission de CO₂ par tonne produite est restée stable.
• émissions de GES dues à l'énergie des secteurs résidentiel et tertiaire en France (DOM inclus) : 72,7 Mt éq CO₂ en 2014 contre 88,7 Mt en 1990, soit -18 % en 24 ans, dont :
  • résidentiel : 48,6 Mt éq CO₂ en 2014 contre 60,1 Mt en 1990, soit −19 % (mais avec -18 % entre 2013 et 2014, l'année 2014 ayant été exceptionnellement douce) : la courbe d'évolution est en dents de scie, du fait des variations de température qui influencent fortement les consommations de chauffage ; on ne voit pas de tendance claire se dessiner, ce qui signifie que les économies d'énergie et les substitutions d'énergies dé-carbonées aux énergies fossiles ont réussi à compenser la croissance démographique, la décohabitation (baisse du nombre d'habitants par logement), la croissance des surfaces moyennes par logement et le développement de nouveaux usages (électronique, etc.) ; au niveau européen, on constate une tendance baissière nettement plus visible, avec un recul des émissions de 28 % ;
  • tertiaire : 24,1 Mt éq CO₂ en 2014 contre 28,6 Mt en 1990, soit −16 % en 24 ans : la courbe d'évolution est là aussi en dents de scie, du fait des variations de température, mais une tendance haussière se dessine assez nettement jusqu'en 2010, suivie d'une forte baisse ensuite.

Émissions de gaz à effet de serre : approche empreinte

Une approche très différente (au niveau de la consommation finale et non au niveau de la production d'énergie) dénommée approche empreinte ou ECO₂Climat comptabilise l'ensemble des émissions de gaz à effet de serre générées par la consommation de produits et services des Français (y compris les services publics), par la construction et la consommation d'énergie de leur habitat, ainsi que par leurs déplacements, que ces émissions aient lieu sur le territoire français ou non. Cette méthode permet d'éliminer l'effet des échanges internationaux et des délocalisations, qui font baisser les émissions en France en les déplaçant à l'étranger. Avec cette approche, les émissions de GES par personne pour la consommation finale se sont élevées en 2012 à 10,1 tonnes équivalent CO₂ par personne en moyenne.

De 2008 à 2012, l'empreinte carbone des Français ainsi calculée a augmenté de 1,3 % à 662 Mt éq CO₂ ; la population française ayant augmenté de 2 % dans le même temps, les émissions par personne ont légèrement diminué, de 10,23 t CO₂éq à 10,15 t éq CO₂ (−0,7 %). Plus en détail, la consommation moyenne d'énergie par mètre carré des logements a baissé de 5 %, principalement grâce aux travaux de rénovation énergétique (la consommation de fioul a particulièrement décliné sur la période : −18 %) ; mais cette avancée a été compensée par l'augmentation de 40 % des émissions liées à la fabrication des produits électroniques (tablettes, smartphones, TV, etc.) achetés par les Français (exemple : la fabrication d'une télévision à écran plat 32 pouces engendre les émissions de 1,2 t éq CO₂, soit 12 % du bilan carbone annuel d'un Français) ; les voyages en avion (en passager.km) ont augmenté de 18 % ; l'amélioration de l'efficacité énergétique des avions a permis de limiter la hausse des émissions à +7 % ; les émissions liées aux déplacements en voiture ont baissé de 1 %, la consommation unitaire moyenne des véhicules ayant diminué de 4 %, grâce au renouvellement progressif du parc par des véhicules plus performants, mais le parc automobile a continué d'augmenter.

Un calcul similaire effectué par le Ministère de l'écologie sur une période plus longue conclut qu'en 2010, l’empreinte carbone par personne est identique à celle de 1990, alors que le niveau moyen par personne des émissions sur le territoire a diminué de 19 %. L’empreinte carbone d’un Français, qui tient compte des échanges extérieurs, s’élève en 2010 à environ 11,6 tonne CO₂éq (dont 8,5 tonnes pour le CO₂), soit 51 % de plus que la quantité émise sur le territoire national : 7,7 t éq CO₂. Au cours de cette période, les émissions associées aux importations se sont accrues de 62 % pour atteindre la moitié de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2010.

Émissions de CO₂ - approche territoire

Avec des méthodes d'estimation légèrement différentes de celles de l'Agence européenne pour l'environnement (facteurs d'émissions, périmètre), l'Agence internationale de l'énergie (AIE) arrive à des chiffres un peu plus faibles pour les émissions de CO₂ dues à la combustion d'énergie :

Évolution des émissions de CO₂ liées à l'énergie

	1971	1990	2016	var. 2016/1971	var. 2016/1990	var.UE28 2016/1990
Émissions (Mt CO2)	423,4	345,6	292,9	−30,8 %	−15,2 %	−20,7 %
Émissions/habitant (t CO2)	8,07	5,94	4,38	−45,7 %	−26,3 %	−26,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie

La baisse des émissions varie fortement en fonction des variations climatiques (températures, précipitations) : ces émissions ont baissé de 8 % en 2011, année chaude, alors que les émissions de 2010 était proches (341 Mt) de celles de 1990.

Les émissions de CO₂ de la France (4,38 tonnes par habitant en 2016) sont très proches de la moyenne mondiale : 4,35 tonnes/hab., et loin derrière celles du Qatar qui occupait le premier rang mondial avec 30,77 tonnes par habitant. Comparée aux autres puissances économiques majeures, la France rejette beaucoup moins de CO₂ par habitant que les États-Unis : 14,95 tonnes/hab., le Japon : 9,04 tonnes/hab., l'Allemagne : 8,88 tonnes/hab., le Royaume-Uni : 5,65 t/hab et la Chine : 6,57 tonnes/hab..

Répartition par combustible des émissions de CO₂ liées à l'énergie

Combustible	Émissions 2016 Mt CO2	%	var. 2016/1990	var.UE28 2016/1990
Charbon	27,6	9,4 %	-63,6 %	-47,0 %
Pétrole	172,4	58,9 %	-19,5 %	-17,1 %
Gaz naturel	86,3	29,5 %	+61,6 %	+24,8 %
Source : Agence internationale de l'énergie

Émissions de CO₂ liées à l'énergie par secteur de consommation*

	Émissions 2016	part du secteur	Émissions/habitant	Émiss./hab. UE-28
Secteur	Millions tonnes CO2	%	tonnes CO2/hab.	tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec.	14,9	5 %	0,22	0,40
Industrie et construction	47,6	16 %	0,71	1,55
Transport	122,7	42 %	1,83	1,82
dont transport routier	117,7	40 %	1,76	1,70
Résidentiel	59,0	20 %	0,88	1,40
Tertiaire	35,4	12 %	0,53	0,91
Total	292,9	100 %	4,38	6,24
Source : Agence internationale de l'énergie * après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Autres données :

• émissions de CO₂ dues à la production d'électricité et de chaleur (chauffage urbain) en France : 36,8 Mt en 2016 (Union européenne : 1 123,2 Mt, dont Allemagne : 321,8 Mt) ;
• émissions de CO₂ pour produire 1 kWh d'électricité :
  • en France : 62 g CO₂/kWh en 2013 contre 107 g en 1990 (-42 %) ;
  • en Allemagne : 525 g en 2013 contre 694 g en 1990 (-24 %).

Enfin, le Ministère de l'Écologie a tiré des données du CEREN des informations détaillées sur les consommations résidentielles :

• contribution de chaque énergie aux émissions de CO₂ liées au chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires en France métropolitaine :
  • gaz : 58 % en 2011 contre 35 % en 1990 ;
  • fioul : 37 % en 2011 contre 50 % en 1990 ;
  • charbon : 3 % en 2011 contre 12 % en 1990
  • GPL : 2 % (inchangé).
• contribution de chaque énergie aux émissions de CO₂ liées à l'eau chaude sanitaire et à la cuisson en France métropolitaine :
  • gaz : 62 % en 2011 contre 40 % en 1990 ;
  • fioul : 18 % en 2011 contre 27 % en 1990 ;
  • GPL : 17 % en 2011 contre 28 % en 1990 ;
  • charbon : 2 % en 2011 contre 5 % en 1990.

Dépenses pour la lutte contre le changement climatique

Selon une étude publiée le 12 novembre 2015 par l'I4CE - Institute for Climate Economics, organisme de recherche en économie du climat fondé par la Caisse des Dépôts et l'Agence française de développement, les différents agents économiques français ont dépensé en 2013 environ 36 milliards d'euros pour le climat, montant équivalent à deux tiers de la facture énergétique du pays. Près de la moitié des « investissements climat » sont allés à des dépenses d'efficacité énergétique, soit 17,6 milliards €, dont l'essentiel (15,8 milliards) a été capté par le bâtiment, destination première de tous ces financements (18,1 milliards) liés au réchauffement, dont 50 % financés par les ménages ; 12 milliards d'€ sont allés aux transport, en particulier au développement des transports collectifs (TGV, bus). Plus de la moitié (18,7 milliards d'€) des sommes engagées pour le climat en 2013 résultait d'une décision publique, que ce soit pour financer, cofinancer ou seulement subventionner une opération ; mais la part des incitations publiques (taxe carbone, aides et subventions) est modeste : 3,9 milliards €.

Politique énergétique

Transition énergétique

Le gouvernement a introduit, en 2012, un planning pour la transition énergétique de la France, incluant un projet de loi de programmation (loi annoncée pour 2014).

Cette transition énergétique est développée selon les axes suivants:

1. Comment aller vers l'efficacité énergétique et la sobriété énergétique ? (par exemple, en changeant les modes de vie, de production, de consommation, de transport) ;
2. Quelle trajectoire pour atteindre le mix énergétique en 2025 ? ; question prospective sur les scénarios (2030 et 2050) possibles pour respecter les engagements climatiques du pays (diminuer les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 puis de 60 % en 2040, et encourager les autres pays européens à faire de même).
3. Quels choix en matière d'énergies renouvelables ? et quels soutiens aux alternatives propres et sûres que sont l'éolien et le solaire (l'intégration du solaire au bâti, devrait être encouragé par une aide de 10 % supplémentaire, selon l'origine des composants photovoltaïques) ;
4. Quels coûts et financement pour les alternatives, le conseil, l'aide aux investissements pour l'éolien et le solaire, la recherche, la rénovation et l'extension des réseaux de chaleur, de biomasse et de géothermie (malgré un « fonds Chaleur » prévu en légère baisse en 2013 qui doit évoluer de 235 M€ en 2012 à 220 M€ en 2013). Une solution pourrait être une évolution de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), une taxe prélevée sur la facture électrique.

Le projet de loi sur la transition énergétique a été adopté par l'Assemblée nationale puis présenté au Sénat en octobre 2014; parmi les mesures marquantes, on peut noter :

• un allègement fiscal de 30 % pour les travaux de rénovation énergétique ;
• une simplification des critères d'éligibilité au crédit d'impôt développement durable : suppression de l'obligation de réaliser un « bouquet » de travaux, qui pourront donc être réalisés un par un ;
• un chèque énergie pour les ménages modestes, qui devrait à terme remplacer les tarifs sociaux existants sur le gaz et l'électricité, en étendant l'aide à tous les modes de chauffage ;
• la promotion du système de tiers-investisseur : les régions pourront prendre en charge les travaux de rénovation d'un logement et se rembourser sur les économies d'énergies réalisées ;
• l'installation de sept millions de points de recharge pour véhicule électrique d'ici à 2030 ;
• la majoration du bonus pour l'achat d'un véhicule électrique jusqu'à 10 000 € s'il s'accompagne de la mise au rebut d'un véhicule diesel ;
• une dotation spécifique de 5 milliards € pour les projets de transports durables des collectivités, issus des prêts « croissance verte » à 2 % que va mettre en place la Caisse des dépôts ;
• la réduction de 75 % à 50 %, à l'horizon 2025, de la part du nucléaire dans la production d'électricité sera inscrite dans la loi, mais pas la durée de vie des centrales (40 ans) ni la fermeture de Fessenheim ; la programmation pluriannuelle des investissements précisera tous les cinq ans la trajectoire de cette évolution ;
• la montée en charge des énergies renouvelables : 40 % de la production d'électricité d'ici à 2030 (18,6 % en 2013) ; les prêts « croissance verte » encourageront les collectivités locales à développer les énergies renouvelables ;
• afin d'accélérer le développement de la production et la distribution de chaleur issue de sources renouvelables (bois, biomasse, déchets, recyclage d'énergie…), le Fonds Chaleur géré par l'ADEME sera doublé en trois ans ;
• pour développer la production de biogaz à partir de déchets agricoles et le substituer progressivement au gaz fossile, 1 500 projets de méthaniseurs seront lancés dans les territoires ruraux ;
• une série de simplifications de procédures administratives (études préalables, coûts des démarches...) pour l'installation d'éoliennes ou de panneaux solaires ;
• le développement d'une économie circulaire, avec l'objectif de réduire de 7 % la quantité de déchets ménagers d'ici 2020 et de 50 % les déchets mis en décharge à l'horizon 2025.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (loi n^o 2015-992 du 17 août 2015) a été adoptée par le législateur le 22 juillet 2015 puis validée le 13 août 2015 par le Conseil constitutionnel, et publiée au Journal officiel le 18 août 2015.

Stratégie nationale bas carbone

La ministre de l'Énergie Ségolène Royal, a publié le 13 novembre 2015 la « stratégie nationale bas carbone » comportant des mesures d'application de la loi de transition énergétique, en particulier un projet de PPE (Programmation pluriannuelle de l'énergie) à horizon 2018 et 2023 prévoyant d'accélérer le développement des renouvelables (+60 % d'ici 2018). En particulier, la puissance installée du solaire photovoltaïque et de l'éolien devra passer de 14,7 GW fin 2014 à 24 GW en 2018, et de 39 à 42 GW en 2023. Les procédures seront simplifiées. Un calendrier prévoit plusieurs appels d'offres par an dans le solaire, pour 800 MW en 2016, et 1 450 MW sur chacune des deux années suivantes. Des appels d'offres seront organisés pour augmenter de 1 à 2 TWh la production de la petite hydroélectricité et accroître de 6 TWh les injections de biométhane dans les réseaux. La puissance installée de l'éolien en mer sera de 3 000 MW en 2023, plus 500 à 3 000 MW de nouveaux projets.

Rapport de la Cour des Comptes sur le soutien aux énergies renouvelables

La Cour des Comptes dans un rapport (mars 2018) sur les politiques publiques de soutien au développement des énergies renouvelables, note que la stratégie formulée par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) repose sur un double objectif : limiter les émissions de gaz à effet de serre d'une part, réduire à 50 % en 2025 la part de l'énergie nucléaire dans le mix électrique d'autre part, et que les calendriers des deux objectifs n'étaient pas compatibles, ce qu'a confirmé le ministre chargé de l’énergie. Elle note que, « faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a peu profité du développement des EnR » ; la balance commerciale des équipements EnR est largement déficitaire du fait des importations d'équipements éoliens et solaires, alors que le solaire thermique et l'hydroélectricité sont les seules filières à présenter un solde constamment positif ; les filières EnR les plus pourvoyeuses d’emplois sont le bois énergie, les pompes à chaleur, l’éolien terrestre et l’hydroélectricité. Enfin, le soutien aux EnR s'est concentré sur les EnR électriques : 4,4 milliards d'euros en 2016 contre seulement 567 millions d'euros pour les EnR thermiques, alors que les usages thermiques sont très largement supérieurs aux usages électriques et constituent l'essentiel du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre ; les engagements pris jusque fin 2017 vont représenter 121 milliards d'euros entre 2018 et 2046 ; le photovoltaïque et l'éolien en mer ont été particulièrement coûteux ; selon l’ADEME, lors de l’appel à projets biomasse du fonds chaleur en 2016, le ratio moyen de soutien était de 30 €/tep, alors que le soutien aux centrales solaires photovoltaïques au sol (les plus compétitives) représente aujourd’hui environ 140 €/tep. La Cour considère que « compte tenu de son profil énergétique peu carboné, si la France avait voulu faire de sa politique en faveur des EnR un levier de lutte contre le réchauffement climatique, elle aurait dû donner la priorité aux EnR thermiques qui se substituent principalement à des énergies fossiles émettrices de CO₂. De ce fait, la place consacrée aux énergies renouvelables électriques dans la stratégie française répond à un autre objectif de politique énergétique, consistant à substituer les énergies renouvelables à l’énergie de source nucléaire ». La Cour plaide pour une politique étayée par une connaissance claire des coûts constatés de production ; sans oublier les coûts induits par les réseaux électriques et le stockage.

Fiscalité

Une taxe spécifique, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), s'applique à tous les usages en tant que carburant ou combustible de chauffage.

Depuis le 1^er avril 2014, une taxe carbone existe sous forme d'une « composante carbone » proportionnelle aux émissions de CO₂ dans les taxes sur les énergies fossiles. En juillet 2015, le Sénat a voté par amendement au projet de loi sur la transition énergétique une trajectoire d'évolution de la contribution climat-énergie de 22 euros la tonne de CO₂ en 2016 à 56 euros en 2020, puis 100 euros en 2030. L'Assemblée Nationale a voté la loi ainsi que cet amendement le lendemain, avec l'appui de la ministre de l'environnement ; les hausses annuelles de la taxe carbone devront cependant être votées chaque année dans le cadre de la loi de finances.

En 2015 (14 octobre), le gouvernement annonce vouloir « poser le principe d'un rapprochement en cinq ans entre le prix du gazole et celui de l'essence ». L'écart de taxation TTC s'élève à près de 20 centimes ; en 2016, le gazole voit sa taxation alourdie d'un centime par litre, puis à nouveau d'un centime en 2017, alors que celle de l'essence est réduite symétriquement, de la même somme. Le gouvernement suivant décide d'accélérer ce rattrapage à partir de janvier 2018, afin d'atteindre la parité en 2021. Le différentiel hors TVA doit alors se réduire d'environ 3 centimes d'euro par an.

Soutien au développement des énergies renouvelables

Le gouvernement français définit et met à jour un plan climat. Il oblige, notamment, les opérateurs, dont Électricité de France, à acheter l'électricité renouvelable produite par des particuliers ou des entreprises, à des prix plus élevés que ceux du marché (contrat de 15 à 20 ans). Une prime supplémentaire peut prendre en compte la contribution de la production des filières à « la réalisation d'objectifs tels que la qualité de l'air, lutte contre l'effet de serre, maîtrise des choix techniques d'avenir ». Finalement, le coût de ces énergies est reporté sur les consommateurs d'électricité, dont la facture intègre la contribution au service public de l'électricité (CSPE), prélèvement fiscal dédommageant les opérateurs des surcoûts engendrés par leurs obligations de service public. Cette CSPE est au 2^e semestre 2012 de 10,5 €/MWh, mais devrait fortement augmenter puisque la CRE (Commission de régulation de l'énergie) a calculé que son montant devrait être de 13,7 €/MWh pour 2012, dont 59 % au titre du surcoût des EnR.

Des crédits d'impôts (au taux majoré de 50 % au 1^er janvier 2006, valable en 2007) sont mis en place pour encourager les équipements des ménages fonctionnant avec une source d'énergie renouvelable (ex : alimentation solaire photovoltaïque).

Un système de traçabilité de l'électricité (« garanties d'origine ») a été mis en place pour permettre aux particuliers de choisir, contre un surcoût, l'origine de leur électricité.

Pour atteindre ses objectifs nationaux et remplir sa part des engagements européens, la France lance à partir de 2003-2004 des appels d'offres encourageant la production d'énergie à partir de la biomasse (chaleur, biogaz…) et de l'éolien (dont en mer).

En 2005, avaient été retenus :

• 14 projets biomasse (216 MW prévus)
• un projet biogaz (16 MW prévus).

Ces projets valorisaient des sous-produits agricoles, sylvicoles ou industriels (ex : marc de raisin, bois en plaquettes pour chaudière-bois, boues d'épuration de papeterie), avec au total 81,5 MW installés début 2007, ce qui reste très modeste par rapport à ce qui se fait en Europe du Nord.

Fin 2006 un nouvel appel d'offres « biomasse » européen est lancé comprenant une tranche de 220 MW destinée à des installations d'une puissance supérieure à 9 MW et une tranche de 80 MW pour des installations de 5 à 9 MW. Les projets déposés mi-2007 sont examinés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

En mars 2007, près de Lille le Centre de valorisation organique de Sequedin assure le traitement des déchets en extrayant du biogaz qui sert de carburant à une centaine de bus des transports urbains de la métropole lilloise. Il permet d'économiser l'équivalent de 4,48 millions de litres de gazole par an.

À titre d'exemple, les appels d'offres organisés par la CRE au 1^er semestre 2012 concernaient :

• un cycle combiné gaz de 450 MW en Bretagne : 3 dossiers reçus
• la 1^re tranche du programme éolien en mer (3 000 MW)
• solaire photovoltaïque (100 à 250 kWc) : 120 MW au 1^er trimestre + 30 MW en avril
• solaire photovoltaïque (> 250 kWc) : 450 MW

Le 3 mai 2013, un rapport sur le futur des énergies marines renouvelables atteste du bon positionnement de l'industrie française dans ce domaine ; il propose des mesures pour faciliter leur développement et un calendrier d'appel d'offres : en 2013 pour des fermes pilotes hydroliennes, en 2014-2015 pour des fermes pilotes à l'éolien flottant et en 2015-2016 pour des fermes pilotes au houlomoteur.

La loi POPE (2005)

La loi n^o 2005-781 du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique, dite loi POPE, a posé deux objectifs :

• maîtriser les consommations énergétiques et encourager les économies d'énergie ;
• développer une offre diversifiée s'appuyant en priorité sur les filières de production d'énergie sans émission de gaz à effet de serre, tout en limitant la dépendance vis-à-vis des approvisionnements en combustible fossile.

Les sous-objectifs sont :

• atteindre une baisse de l'intensité énergétique finale de 2 % par an d'ici à 2015 (rapport entre la consommation d'énergie et la croissance économique) et de 2,5 % sur la période 2015 à 2030 ;
• produire 10 % des besoins énergétiques français à partir d'énergies renouvelables avant fin 2010 (avec objectifs chiffrés pour chaque vecteur énergétique en 2010)
• production intérieure d'électricité d'origine renouvelable à hauteur de 21 % de la consommation en 2010 ;
• augmenter de 50 % la production de chaleur renouvelable (soit environ + 5 Mtep) ;
• augmenter la part des biocarburants et autres carburants renouvelables dans les carburants utilisés pour le transport : 5,75 % au 31 décembre 2008, 7 % au 31 décembre 2010 et 10 % au 31 décembre 2015 ;
• développer la recherche sur l'efficacité énergétique, les agrocarburants ou carburants synthétiques de deuxième génération issus de la biomasse, le captage et le stockage géologique du CO₂, le photovoltaïque, l'hydrogène et les piles à combustible, le stockage de l'énergie et le développement conjoint de la chimie du végétal et de bioénergies au sein de bioraffineries.

En 2007, dans le cadre du Grenelle Environnement, des objectifs ont été définis, notamment en faveur des énergies renouvelables.

La programmation pluriannuelle des investissements (PPI)

Les objectifs de la loi POPE ont été précisés en 2006 dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements d'électricité (PPI), mise à jour et étendue à la production de chaleur en 2009, définie par deux arrêtés concernant l'électricité et la chaleur.

Lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPI, l'autorité administrative peut recourir à la procédure d'appel d'offres, ce qu'elle a fait à plusieurs reprises.

La PPI de 2009 a ainsi fixé les objectifs suivants pour le développement de la production électrique à partir d'énergies renouvelables :

Source d'énergie	Objectif au 31 décembre 2012	Objectif au 31 décembre 2020
Puissance photovoltaïque installée	1 100 MW	5 400 MW
Puissance supplémentaire à mettre en service pour la biomasse par rapport à 2009	520 MW	2 300 MW
Puissance totale installée pour les énergies éolienne et marines	11 500 MW (dont 10 500 à partir de l'énergie éolienne à terre et 1 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines)	25 000 MW (dont 19 000 à partir de l'énergie éolienne à terre et 6 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines)
Accroissement de la production hydroélectrique annuelle en France métropolitaine de 3 TWh et augmentation de la puissance installée de 3 000 MW au 31 décembre 2020

La PPI a également prévu la mise en service de deux réacteurs nucléaires de troisième génération d'ici à 2017, tandis que le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles serait modernisé afin d'en réduire les impacts environnementaux, mais la construction et livraison de ces réacteurs a pris beaucoup de retard.

Pour la chaleur, les objectifs de développement de la production à partir d'énergies renouvelables fixés par la PPI sont les suivants, en termes de production globale :

Source	Objectif au 31 décembre 2012	Objectif au 31 décembre 2020
Bois individuel	7 400 ktep (pour 7,3 millions de logements)	7 400 ktep (pour 9 millions de logements)
Biomasse dans les secteurs de l'habitat collectif, du tertiaire et de l'industrie	2 500 ktep	5 200 ktep
Chaleur produite par cogénération à partir de biomasse	540 ktep	2 400 ktep
Géothermie profonde	195 ktep	500 ktep
Géothermie intermédiaire	100 ktep	250 ktep
Pompes à chaleur individuelles	1 200 ktep	1 600 ktep
Solaire thermique individuel	150 ktep	817 ktep
Solaire thermique collectif	35 ktep	110 ktep
Part renouvelable issue des déchets	470 ktep	900 ktep
Biogaz	60 ktep	555 ktep

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte remplace en 2016 les trois documents de programmation préexistants sur les investissements de production d’électricité, de chaleur et ceux du secteur gazier par les programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE), qui concernent la métropole continentale et les zones dites non interconnectées (ZNI). La PPE de métropole continentale est élaborée par le Gouvernement tandis que les PPE des ZNI sont co-élaborées avec les autorités locales. La PPE est encadrée par les dispositions des articles L.141-1 à L.141-6 du code de l’énergie, modifiés par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

La politique énergétique européenne

La France est partie prenante de la politique énergétique de l'Union européenne, dans le cadre de laquelle elle s'est engagée à respecter des objectifs :

• l'objectif européen des « 3x20 en 2020 »
• le principe du « Facteur 4 » (division par quatre de ses émissions d'ici à 2050, pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990)
• l'augmentation de la production d'énergie renouvelable pour atteindre ou dépasser 20 % d'énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en 2020.

La France contribue aux décisions dans le cadre européen, notamment avec la Commission européenne. Ces décisions aboutissent à des recommandations ou des obligations.

Prospective et recherche

Prospective

Dans le domaine de l'électricité, le Parlement a confié à RTE, en tant que responsable de l'équilibre offre-demande et du développement des réseaux de transport d'électricité, la mission d'élaborer et publier annuellement un bilan prévisionnel pluriannuel de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité en France (loi du 10 février 2000). Ce bilan comprend un scénario de référence et 3 autres scénarios : bas, haut et MDE (maîtrise de la demande d'énergie).

Dans le Bilan prévisionnel 2011, le scénario bas montre une consommation à peu près constante jusqu'à 2030 ; le scénario de référence, qui prolonge les tendances constatées les dernières années, la consommation croît de 0,6 % par an, de 511 TWh en 2010 jusqu'à 523 TWh en 2020 et 554 TWh en 2030.

La plus récente étude prospective publiée par les pouvoirs publics est le rapport Énergies 2050, commandé par le ministre chargé de l'énergie, afin de mener une analyse des différents scénarios de politique énergétique pour la France à l'horizon 2050. Le but est d'éclairer la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) que le ministre chargé de l'énergie présentera devant le Parlement en 2013, afin d'identifier les investissements souhaitables dans le secteur de l'énergie au regard de la sécurité d'approvisionnement.

Ce rapport peut être téléchargé depuis le site du ministère de la Transition écologique et solidaire.

Ses conclusions portent sur « le point commun entre tous les scénarios que nous avons examinés est le rôle primordial de la sobriété (réduire la consommation de services énergétiques) et de l'efficacité (réduire la consommation d'énergie pour un même service rendu) [...] sans sous-estimer la contrainte liée à l'épuisement des ressources énergétiques fossiles, c'est la contrainte environnementale qui prend aujourd'hui le pas sur celle du pic pétrolier. [...] Pour ce qui concerne l'énergie nucléaire, prolonger la durée de vie des centrales existantes aussi longtemps que l'autorité de sûreté nucléaire le permettra, prévoir un petit nombre d'EPR pour lisser la production au moment de la fermeture des centrales les plus anciennes, et préparer l'avenir en poursuivant, au côté du développement des énergies renouvelables, le développement de la génération 4, tout en laissant ouverte la question de la part du nucléaire.[...] Le développement de l'énergie éolienne, mais aussi du photovoltaïque au-delà de 2020, pose un problème d'intermittence qu'il ne faut pas sous-estimer dès que la part de ces énergies dans la production nationale d'électricité devient significative. Une grande attention doit être apportée à toutes les perspectives de stockage massif de l'énergie et de gestion de la demande, sans passer leurs coûts sous silence ; certes les stations de transfert d'électricité par pompage (STEP) apportent une réponse utile mais limitée, mais tant que d'autres solutions ne seront pas disponibles et compétitives, des centrales à gaz (dont le financement sera problématique) devront assurer la permanence de la production ; le « foisonnement », même à l'échelle de l'Europe, ne permet pas d'exclure une situation d'absence de vent pendant plusieurs jours consécutifs. En tout état de cause l'investissement sur les réseaux de transport et de distribution doit être amplifié et les procédures d'acceptation des lignes aériennes par le public simplifiées. »

Ce rapport passe en revue les scénarios prospectifs élaborés par 8 organismes et associations : RTE, l'UFE (Union française de l'électricité, association professionnelle des entreprises électriques), Areva, le CEA (Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives), ENERDATA (bureau d'études économiques), Global Chance (association de scientifiques et d'experts pour la sortie du nucléaire), Institut Négawatt (organisme de formation, d'études et de recherches) et Sauvons le climat (association).

Ces divers scénarios aboutissent à des prévisions très différentes : à l'horizon 2030 (seuls 3 scénarios vont jusqu'à 2050), la demande nationale d'électricité varie de 338 TWh (scénario « sortie du nucléaire » de Global Chance) à 625 TWh (scénario 3 de l'UFE : MDE ciblée, PIB 2,5 %, transferts d'usages). Le scénario Négawatt (sortie du nucléaire d'ici 2033) prévoit 367 TWh en 2050.

Pour arriver à des prévisions aussi divergentes, les promoteurs des scénarios ont évidemment choisi des hypothèses très différentes :

• RTE, qui a la responsabilité de prévoir quels moyens de production d'électricité supplémentaires seront nécessaires pour couvrir la demande, n'a pas intérêt à sous-estimer la demande : il prend en compte les objectifs fixés par l'Union européenne (les « 3 × 20 »), mais avec un retard dans l'application du fait des contraintes de financement, d'adaptation technique et de recrutement pour le bâtiment, etc. ; il prend aussi en compte les objectifs du Grenelle Environnement : il prévoit 345 000 rénovations de logements par an ; mais dans la plupart des domaines, il prévoit simplement une poursuite des tendances récentes.
• les scénarios établis par des associations militantes sont plus volontaristes : par exemple, le scénario Négawatt prévoit que non seulement les nouveaux logements seront aux nouvelles normes BBC (bâtiment basse consommation, moins de 50 kWh/m²), mais aussi les bâtiments existants qui seront rénovés ; le scénario Négawatt prévoit également une forte baisse de la proportion de maisons individuelles dans la construction de logements neufs, de 56 % en 2010 à 20 % en 2050, une stabilisation des surfaces unitaires et un freinage de la tendance à la décohabitation, et une diminution de 50 % de la consommation de viande.
• les gisements d'économies d'énergie exploités dans les divers scénarios vont, par exemple, pour le chauffage, de 16 TWh/a d'ici 2030 dans le scénario de référence de RTE à près de 60 TWh/a dans le scénario « Sortir du nucléaire » ; les transferts d'usage diffèrent aussi : le scénario Négatep prévoit un fort développement du véhicule électrique (56 TWh en 2050, contre 1 à 10 TWh dans les scénarios RTE) ; le scénario Négawatt imagine un nouvel aménagement du territoire, qui permettrait la réduction de la distance parcourue de 25 % par habitant et par an, avec une densification de l'habitat et des distances de fait plus courtes.
• le mix énergétique varie beaucoup : les scénarios de sortie du nucléaire privilégient (avec une forte baisse des consommations) les énergies renouvelables ; pour traiter le problème de leur intermittence, le scénario Négawatt mise beaucoup (30 TWh) sur la technique de méthanation (production de méthane à partir de CO₂ et d'hydrogène produit par électrolyse de l'eau grâce à l'électricité produite par les éoliennes et le solaire).
• les coûts des divers scénarios diffèrent profondément ; certains de leurs promoteurs (Négawatt en particulier) écartent délibérément les critères économiques. Le rapport Énergies 2050 tente une comparaison des coûts des divers scénarios, qui fait apparaître un coût beaucoup plus élevé pour les scénarios qui privilégient la sortie du nucléaire et le développement des énergies renouvelables.

Recherche

La recherche dans le domaine de l'électricité est traitée dans l'article Électricité en France.

Recherche dans le secteur des énergies renouvelables

Trois pôles de recherche existent en France :

• Pôle DERBI (développement des énergies renouvelables pour le bâtiment et l'industrie), en Languedoc-Roussillon,
• Pôle TENERRDIS (technologies des énergies renouvelables en Rhône-Alpes, Drôme, Isère, Savoie),
• CapEnergies (énergies non émettrices de gaz à effet de serre), en régions Provence-Alpes-Côte d'Azur et Corse,

Biomasse

La recherche sur les bioénergies, dont les biocarburants, mobilise de nombreux laboratoires français à travers des projets collaboratifs (197 recensés entre 1994 et 2014 pour 450 organisations partenaires), disposant de financements variés. Ils s'organisent principalement en cinq thèmes : ressources, procédés thermochimiques, procédés biochimiques, évaluation économique ou environnementale, essais moteurs (esters).

Parmi ces laboratoires, le LBE de l'Inra à Narbonne est reconnu internationalement pour ses travaux sur la méthanisation. Le projet GAYA vise l'expérimentation du biométhane de "2^e génération", un gaz de synthèse obtenu après transformation de biomasse ligneuse (bois, sous-produits agricoles) à proximité des lieux de récolte ; le 24 octobre 2013 a été posée la première pierre de la plateforme R&D de Saint-Fons.

Solaire thermique

Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME.

Dans le domaine de l'énergie solaire thermique, les panneaux sont d'ores et déjà rentables et amortis sur une durée raisonnable, mais la recherche permettra peut-être encore des améliorations.

Notes et références

Références

• (en) [PDF] Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2018, 19 septembre 2018.

• [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Datalab - Chiffres clés de l'énergie - édition 2016, février 2017.

• [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2016, mars 2018.

• [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2015, novembre 2016.

• [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Repères - Chiffres clés des énergies renouvelables édition 2016, février 2017.

• [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Datalab - Chiffres clés du Climat - édition 2017, décembre 2016.

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2018 Highlights - excel file, Agence internationale de l'énergie, 8 novembre 2018.

Autres références

Voir aussi

Sources et bibliographie

• (en) International Energy Agency (IEA), IEA Key World energy statistics 2012, International Energy Agency (IEA) - Agence internationale de l'énergie, 2012 (lire en ligne)
• Rapport sur les objectifs français de consommation d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable, 2007, Ministère de la Transition écologique et solidaire.
• (en) OECD NEA et AIEA, Uranium 2011: Resources, Production and Demand, Paris, OECD/NEA Publishing (n^o 7059), 2012, 486 p. (ISBN 978-92-64-17803-8, lire en ligne)

Articles connexes

• Électricité en France
• Économie de la France
• Liste des réacteurs nucléaires en France
• Tonne d'équivalent pétrole
• Énergie renouvelable
• Ministère de l'Écologie (France)
• Direction générale de l'Énergie et du Climat
• Ressources et consommation énergétiques mondiales
• Code de l'énergie
• Commission de régulation de l'énergie
• Énergie en Allemagne
• Énergie en Bretagne
• Énergie dans la région Grand Est

Liens externes

• site internet de la Commission de régulation de l'énergie (CRE)
• Énergie2007 - Actualités et mode d'emploi des marchés de l'énergie
• statistiques annuelles de l'énergie électrique en France, par RTE
• rapports ERDF sur son site internet